Реферат: Проблемный научно-технический совет росснгс обзор технических журналов Выпуск 15

ПРОБЛЕМНЫЙ НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ СОВЕТ

РОССНГС




Обзор технических журналов

Выпуск 15


2007г.

Оглавление

1. Польза и вред импорта стандартов 4

2. Прогнозы развития мирового рынка СПГ 9

3. Опыт и перспективы мониторинга и технического состояния МГ на основе внутритрубной диагностики 12

4. Информационные ресурсы ГИСАМП «ГАЗ ЧС» для оценки влияния природных факторов на аварийность МГ 14

5. Диагностика КС: нормативное и методическое обеспечение 17

6. Новые технологии подводно-технических работ 18

7. Опыт выполнения работ по переизоляции магистрального газопровода без остановки транспортировки газа 19

8. ТИАЛ – современные термоусаживающиеся материалы 21

9. ГРС: диагностическое обслуживание 22

10. Заводская теплогидроизоляция объектов трубопроводного транспорта нефти и газа 23



^ 1. Польза и вред импорта стандартов
Чтобы отечественные производители материалов, труб и оборудования для трубопроводных систем могли активно участвовать в новых проектах в восточной Сибири, на континентальном шельфе и в других странах, необходимо четко понимать, какие изделия требуются, как их изготовить в необходимых заказчику объемах и в обусловленные сроки. Немаловажны нормы и стандарты, по которым изготавливаются трубы нефтегазового сортамента. Тут россиянам во многом приходится ориентироваться на зарубежный опыт. Об этом мы беседуем с начальником отдела по надзору за объектами нефтегазодобычи и магистрально трубопроводного транспорта Ростехнадзора к.т.н. Сергеем Николаевичем Мокроусовым.

С.Н. Мокроусов в 1991 г. поступил на работу в Проматомнадзор СССР. С декабря 1992 г. работает в системе Госгортехнадзора России в должности начальника отдела по надзору за объектами магистральных газонефтепродуктопроводов. С сентября 2002 по сентябрь 2004 г. — начальник Управления по надзору в нефтяной и газовой промышленности. В настоящее время работает начальником отдела по надзору за объектами нефтегазодобычи и магистрального трубопроводного транспорта Ростехнадзора. Многократно выступал с докладами на международных и всероссийских конференциях и семинарах по проблемам обеспечения безопасности нефтегазового комплекса и магистральных трубопроводов, в том числе проводимых в рамках российско-американского энергетического диалога, российско-норвежско-американского энергетического диалога, российско-норвежского сотрудничества в нефтегазовой сфере, а также под эгидой РНЦ «Курчатовский институт», Института Адама Смита и других известных организаций.

Сергей Николаевич, в последние годы в нашей стране появились и реализуются различные крупномасштабные проекты по строительству нефтяных и газовых магистральных трубопроводов. Их география широка - Каспийское и Балтийское моря, нашумевший проект нефтепровода «Восточная Сибирь – Тихий океан» и ряд других. Все это, безусловно, даст мощный импульс дальнейшему развитию экономики страны, ее энергетической составляющей. Но обескураживает факт, что при такой востребованности трубы собственно российского производства оказались где-то на задворках этих «строек века». Что это – заговор мировых корпораций или реальная оценка состояния нашего нынешнего трубопроводного промышленного производства?

Если посмотреть на ситуацию с точки зрения государственного надзора, то мы должны признать, что тут есть и вина самих россиян. Успех участия российских трубных компаний в реализации крупномасштабных проектов во многом зависит от качества труб и возможностей производителей изготавливать трубы в нужном количестве и в установленные сроки. А тут наши производители, к сожалению, не всегда оказываются в первых рядах.

Многие проблемы связаны с невозможностью выполнить поставки качественно и в сжатые сроки. Выходом из положения могло бы стать объединение усилий, а оперативно объединять свои мощности заводы пока не научились. Так сложилось, что создание сети магистральных трубопроводов в СССР и ее дальнейшее развитие в России в основном проводилось с использованием зарубежных труб. Данное обстоятельство отрицательно повлияло на нормотворчество и не позволило разработать прогрессивный стандарт.

Кроме того, система ГОСТ нефтегазового профиля была крайне неповоротлива и практически не реагировала на изменения ситуации. В результате система стандартизации на основе ГОСТ оказалась тормозом на пути принятия прогрессивных решений, когда потребовалось развивать производство высокотехнологичного оборудования, необходимого для интенсификации работ, повышения производительности и освоения трудноизвлекаемых запасов нефти и газа. Наши производители продолжали масштабный выпуск морально устаревшего оборудования, которое было нерентабельно и ненадежно в применении, поэтому мало использовалось внутри страны и почти не находило спроса за границей. За последние десятилетия в мировой нефтегазовой промышленности сложилось устойчивое правило: использовать международные стандарты и признанные системы добровольной сертификации. В то время как, по оценкам специалистов, ГОСТы нефтегазового профиля гармонизированы с международными стандартами чуть больше чем на 10%. Поэтому главное условие выживания и развития отечественных производителей нефтегазового оборудования — это переход на международные нормы, адаптированные к российским условиям. Процесс объединения усилий российских специалистов в этом направлении начался с создания межотраслевого совета по стандартизации, однако эти действия слишком медленны, не соответствуют потребности текущей ситуации и ближайшей перспективы. И в целом работа по модернизации наших стандартов и созданию новых все-таки значительно отстает от потребностей нефтегазового рынка. Для того чтобы выходить на международный рынок и выигрывать тендеры на поставку продукции нефтегазового профиля, российские компании должны свободно применять современные зарубежные стандарты. В мировой практике основным стандартом на трубы для транспортировки нефти и газа является спецификация Американского нефтяного института 5L. В период перехода на рыночные отношения ряд отечественных производителей труб (Волжский, Выксунский и другие трубные заводы) освоил изготовление своей продукции по стандартам Американского нефтяного института и благодаря своевременным действиям сумел принять участие в строительстве нефтепровода Каспийского трубопроводного консорциума, газопровода «Россия-Турция», трубопроводов сахалинских проектов. Так что не все так печально, как вы думаете.

^ Как вообще формируются нормы и стандарты? Чем они обусловлены?

В первую очередь, любая продукция должна соответствовать своему изначальному предназначению. И во-вторых, она является непосредственным отражением технологического уровня производства и потребностей общества.

На объектах магистральных трубопроводов до 12% аварий с серьезными последствиями возникает в результате развития дефектов, допущенных при изготовлении труб и комплектующих изделий. К примеру, несовершенство технологии формирования трубного листа создает условия для развития стресс-коррозионного трещинообразования в околошовной зоне продольного сварного шва.

Причины аварий на трубопроводах в соответствии со сложившимися подходами условно группируются в следующем порядке:

коррозионные повреждения;

брак строительно-монтажных работ;

брак изготовления труб, запорной арматуры и другого оборудования;

ошибочные действия персонала, нарушение требований эксплуатации и др.

внешние воздействия, создающие дополнительные нагрузки на стенки труб.

Жесткость выдвигаемых требований к системам трубопроводной транспортировки природного газа продиктована также возможностью катастрофического (каскадного) развития последствий аварий. Уровень безопасности объектов трубопроводного транспорта должен обеспечивать максимальную надежность бесперебойных поставок углеводородного сырья при одновременной минимизации угрозы возникновения аварий. Еще одна угроза безопасной транспортировке газа таится в перспективе, связанной с потребностью развития сети морских трубопроводов. Безусловно, к ним должны устанавливаться особые требования — повышенная толщина стенок, максимальные показатели по цилиндричности, устойчивость к коррозионным процессам и другие. Опыт надзорной деятельности показывает, что цена ошибочных решений или брака, допущенного при строительстве, испытаниях, а также нарушений при эксплуатации магистральных трубопроводов постоянно возрастает. Ущерб от аварии на море на несколько порядков выше, чем на континенте. Соответственно, должна меняться в сторону ужесточения и нормативная база.

^ В чем, собственно, заключается отличие наших стандартов и требований от зарубежных?

Уровень требований, заложенных в нормативные документы, должен соответствовать уровню технологического развития производства. В мировой практике для производства труб нефтегазового назначения применяется более 20 технических спецификаций, устанавливающих широкий диапазон требований. Нормативная документация постоянно совершенствуется с учетом улучшения технологии изготовления продукции и технологии проведения контроля качества производства. В перечень установленных стандартов включены химические и механические свойства, допуски по геометрическим размерам, а также процедуры проведения неразрушающего контроля качества. Основные спецификации устанавливают нормативы на трубную продукцию диаметров 460-1420 мм с толщиной стенки до 30 мм.

Действующие спецификации на линейные трубы в основном ограничивают максимальное содержание химических элементов. Однако некоторые нормативные документы устанавливают определенный уровень их содержания или требуют договоренности с заказчиком о функциональном назначении трубной продукции. Большинство требований спецификаций аналогичны и основные различия связаны с особенностями использования трубной продукции (сухопутная часть, морская часть, наличие сероводородной среды и другое). Применение общей спецификации для конкретного проекта строительства трубопровода обычно предусматривает ограничения по химическому составу.

^ А как сегодня идет реализация закона о техническом регулировании в нефтегазовом комплексе?

Можно сказать, по бесперспективному пути. По целому ряду причин, в числе которых — попытка подогнать все регламенты под один шаблон, а также отсутствие четкого представления о современной системе регулирования безопасности в нефтегазовой отрасли. Это при том, что нормативная база для развития нефтегазовой отрасли на шельфе практически полностью отсутствует или безнадежно устарела. Мировая практика показывает, что успешное освоение нефтегазовых ресурсов, особенно на шельфе, требует специального подхода к регулированию безопасности. Участие отдельных отечественных компаний в поддержке процесса создания специальных технических регламентов иногда сводится к попыткам решить свои сиюминутные интересы в ущерб долгосрочных общеотраслевых и государственных потребностей. Проект специального технического регламента по трубопроводному транспорту претерпел более 50 объявленных редакций, объем документа превышает 100 страниц. В проект одновременно были внесены десятки предложений, которые не соответствуют современной практике безопасного и качественного выполнения работ. Например, в одной из редакций предлагалось на равных условиях рассматривать проведение гидравлических и пневматических испытаний трубопроводов на прочность. Хотя известно, что безопасность пневматических испытаний обеспечить практически невозможно, при этом степень выявления дефектов по сравнению с гидравлическими испытаниями крайне низка. Единственное преимущество пневматических испытаний — это дешевизна, если, конечно, не произойдет разрыва трубопровода с тяжелыми последствиями. Проект специального технического регламента по трубопроводам представляет набор требований, которые в зарубежной практике излагаются в основном в специальных стандартах и комментариях к этим стандартам. Специальные технические регламенты, разрабатываемые во исполнение закона «О техническом регулировании», должны содержать минимальные требования. Например, объем канадского федерального регламента по обеспечению безопасности сухопутных трубопроводов, разработанного на основании закона о нефти и газе и утвержденного генерал-губернатором Канады 23 июня 1999 г., составляет менее 13 страниц двуязычного текста (французский и английский). Объем канадского стандарта по трубопроводным системам составляет 356 страниц англоязычного текста. Объем комментариев к стандарту — 536 страниц англоязычного текста.

Как показывает успешный международный опыт разработки и поддержания нормативной базы, роль государства при принятии конкретных норм колеблется от 30 до 40%. Эффект прогрессивного режима регулирования безопасности сложно оценить, однако результативность принимаемых мер весьма ощутима. По зарубежному опыту освоения запасов в Северном море, эффективность затрат на безопасность только от снижения внеплановых потерь при авариях и инцидентах составляет как минимум 200%. Учесть повышение эффективности производства при введении прогрессивных методов государственного регулирования безопасности сложно, но многие специалисты уверенно говорят об очевидных преимуществах.

^ Какие недостатки управления безопасностью производственных процессов, на Ваш взгляд, являются наиболее актуальными?

Несовершенство авторского надзора и отсутствие практики авторского сопровождения применения продукции. А упущения в этой области деятельности соответственно ведут к тому, что хорошая и качественная продукция в результате неправильного использования (повреждения при транспортировке, погрузке-разгрузке, нарушения требований при монтаже, испытаниях, эксплуатации, техническом обслуживании и ремонте) может привести к отказам или даже авариям.

Для УСТОЙЧИВОГО развития нефтегазового комплекса Российской Федерации в долгосрочной перспективе необходимо четко координировать действия компаний. Важно понять, что вопросы безопасности должны рассматриваться в целом, и, как говорят наши норвежские коллеги по государственному надзору, на нефтегазовых объектах необходимо применять холистический (целостный) подход к оценке безопасности. В части гармонизации отечественных стандартов следует ориентироваться на страны, где имеется значительный опыт работы, сходные условия строительства и функционирования трубопроводов.

^ Многие специалисты приводят в пример Канаду. Вы согласны с ними?

Действительно, Канада представляется наиболее перспективной страной для кооперации и использования опыта регулирования безопасности магистральных трубопроводов. Здесь близки к российским климатические условия, использование метрической системы, состав грунтов и другие параметры. В этой стране основная сеть магистральных и промысловых трубопроводов имеет срок эксплуатации более 40 лет, т.е. их трубопроводные системы на 10-15лет старше наших. Многие проблемы, связанные со сроками эксплуатации, проявились в Канаде раньше и раньше начались решаться. Компании затратили существенные средства на решение проблем стресс-коррозии (несколько сотен миллионов долларов к 1997 г.). Некоторые проблемы предупреждения стресс-коррозии уже успешно решены. У нас также ведутся научно-исследовательские и практические работы по решению проблем коррозионного растрескивания магистральных газопроводов и на них тратятся огромные деньги. В силу разности подходов к организации исследований мы и канадцы находимся по отношению друг к другу в различных положениях. В чем-то впереди, в чем-то отстаем. Значит, нужно налаживать более тесную кооперацию в области обеспечения безопасности магистральных трубопроводных систем. Нужно отметить, что в разных странах по-разному строят систему стандартов, хотя по содержанию они во многом идентичны. Например, канадский стандарт для нефте- и газопроводных сетей фактически является совмещенным аналогом двух американских стандартов (для трубопроводов природного газа и для трубопроводов опасных жидкостей).

^ Тем более что. наверное, Канада не единственная страна, из опыта которой мы можем взять для себя много ценного...

Чем опасно применение зарубежных стандартов без адаптации к российским условиям? Дело в том, что система формирования стандартов опирается на систему взаимоотношений компаний, надзорных органов и просто инженерно-технических работников. Как известно, многие зарубежные нормы заложены на добровольной правовой основе. Однако эти добровольные нормы получают статус обязательных путем введения их в соответствующие государственные регламенты. Несоблюдение «добровольных» норм необходимо доказательно обосновать перед надзорными органами и страховыми компаниями. Кроме того, каждый инженер, в случае принятия им некомпетентного и заведомо противоречащего действующим нормам технического решения, рискует навсегда лишиться инженерной практики в нефтегазовых компаниях. У нас таких механизмов не создано и поэтому слепое заимствование чужого опыта и чужих стандартов может привести к неожиданно плохим результатам. Такой опыт мы, к сожалению, уже получили, когда несогласованные действия зарубежных и отечественных участников работ приводили к авариям и несчастным случаям. Необходимо максимально активизировать работу межотраслевого совета по стандартизации, расширить сферу его влияния не только на изделия, но и на порядок взаимоотношений надзорных органов и компаний, целостного рассмотрения вопросов промышленной и экологической безопасности, охраны труда на объектах нефтегазового комплекса, системы управления работой компаний. Эти аспекты деятельности особенно важны для успешного освоения трудноизвлекаемых нефтегазовых ресурсов, включая ресурсы на континентальном шельфе.


^ По материалам журнала «Трубопроводный транспорт. Теория и практика», №4(6), 2006 автор: А. Рябов, С.Н. Мокроусов

^ 2. Прогнозы развития мирового рынка СПГ
Наиболее перспективным продуктом мирового рынка энергоносителей является сжиженный природный газ (СПГ). Несмотря на объективность факторов, стимулирующих развитие рынка СПГ, говорить о его скорой конкуренции с традиционным газом, вероятно, преждевременно.

Зарождение рынка альтернативного энергоносителя началось в 1941 г., когда в США был построен первый в мире завод сжижения природного газа для покрытия пиковых нагрузок в зимнее время.

На сегодняшний день годовая мощность всех заводов сжижения в мире превышает 158 млн т СПГ, а совокупная годовая мощность регазификационных терминалов приема - 312 млн т. С 1993 г. объем мировой торговли удвоился, а список экспортеров и потребителей продолжает расширяться. Другими словами, СПГ подтвердил свою привлекательность, а его рынок имеет устойчивые тенденции к развитию.

Если диверсификацию энергоносителей опосредует факт концентрации крупнейших запасов нефти в экономически и политически нестабильных регионах мира, то диверсификацию экспортеров обусловил факт неравномерного распределения запасов природного газа. В частности, доля России точнее, ОАО «Газпром», чьи запасы газа являются крупнейшими в мире, на европейском рынке природного газа составляет 25 %, что вызывает опасения со стороны потребителей Европы. Диверсификации будет способствовать способ транспортировки, что, кроме того, способствует гибкости рынка, который в силу трубопроводной составляющей зачастую базируется на долгосрочных соглашениях.

^ Стоимость производства СПГ. Несмотря на то, что при производстве СПГ не требуется строительства дорогостоящих магистралей, себестоимость СПГ существенно повышается за счет двух дополнительных этапов - сжижения и регазификации. Их доля в структуре стоимости производства составляет до 40 и 15 % соответственно (табл. 1).

Именно сжижение и регазификация требуют от экспортера и потребителя строительства дорогостоящей инфраструктуры, и если учесть все капиталовложения в ее создание, стоимость СПГ возрастет до 250 долл/т.

^ Таблица 1. Себестоимость производства 1 т СПГ

Процесс

Диапазон, долл/т

Разведка и добыча

25,95-51,90

Сжижение

41,52-62,28

Транспортировка

20,76-51,90

Регазификация и хранение

15,57-25,95

Всего

103,80-192

1 т СПГ = 1,38 млрд м традиционного газа (источник - University of Houston Law Center, Institute for Energy Law & Enterprise)

Всего за более чем 30-летний период объем затрат на строительство инфраструктуры сократился вдвое (ОАО «Совкомфлот»).

Первое - это постепенное сокращение объема незадействованных мощностей.

В случае реализации прогноза ожидаемая разница между объемами мощностей и потребления сократится вдвое - до 9,55 млн т, что позволяет рассматривать варианты дальнейшего снижения объема затрат на строительство инфраструктуры в расчете на 1 т. Вторым фактором, обусловившим снижение объема затрат, является увеличение производительности сжижающих агрегатов (линий) за 1970-2005 гг. Ретроспективные данные позволяют рассчитать среднюю производительность одной линии сжижения, которая за 35 лет возросла в 2,5 раза.

Третья причина лежит в области транспортировки. В структуре себестоимости СП Г на транспортную составляющую приходится до 30 %.

Первый аспект транспортной составляющей, т. е. прямая зависимость рост расстояния - рост стоимости, в отношении СПГ является более привлекательным для импортера, который располагается на большом расстоянии от поставщика, поскольку чем больше расстояние, тем медленнее растет стоимость СПГ.

Стоимость наиболее востребованного дедвейта 125-140 тыс. м3, доля которого в совокупном танкерном флоте составляет до 50 %, снизилась на 50 % за последние 15 лет (Chevron Texaco).

Удешевление строительства мощностей в расчете на 1 т СПГ обусловливает рыночную динамику цен на СПГ и традиционный газ в последние годы. На рынках США и Европы рыночная стоимость СПГ в последние годы находится на одном или даже на более низ ком уровне (относительно цен на трубопроводный газ), тог да как в середине 90-х гг. стоимость СПГ была стабильно выше.

В отличие от США, в Европе СПГ в середине 90-х гг. стал дешевле традиционного газа, что обусловлено меньшими расстояниями транс¬портировки продукта из центров производства. В США - обратная ситуация. Крупнейший поставщик традиционного газа – Канада, граничащая с США, ближайший экспортер СПГ - Тринидад и Тобаго находится на расстоянии около 4тыс. км.

Импортеры. В настоящее время терминалами приема СПГ обладают 13 стран, из которых Япония является крупнейшим потребителем СПГ мире.

По итогам 2004 г. объем импорта составил рекордные 13,48 млн т, а доля США составила 10,3 % мирового потребления СПГ (ВР: Statistical Review of World Energy, 2005).

Европа в 2004 г. увеличила объем импорта СПГ по сравнению с 2003 г. почти на 1,8 %, что стало возможным лишь благодаря Испании, которая увеличила объем импорта более чем на 20 %. Относительно 1993г. Европа более чем в 2 раза повысила объем импорта СПГ.

Экспортеры. 13 стран осуществляют экспорт СПГ (табл. 2).

Таблица 2. Деятельность экспортеров СПГ по итогам 2004 г. (источник - ВР)

^ Экспортер СПГ

Объем СПГ, млн т

Индонезия

24,4

Малайзия

20,2

Алжир

18,79

Катар

17,56

Тринидад и Тобаго

10,21

Нигерия

9,19

Австралия

8,88

Бруней

6,93

Оман

6,59

ОАЭ

5,38

США

1,22

Ливия

0,45

Крупнейшим экспортером выступают страны АТР (Малайзия и Индонезия), наименьшие объемы на мировой рынок поставляют Ливия и США. В 2004 г. Египет впервые осуществил экспортные поставки СПГ.

Прогнозы. Пока с уверенностью можно перечислить следующие факторы, стимулирующие развитие нового рынка:

снижение себестоимости производства 1 т СПГ из расчета строительства мощностей;

растущий спрос на новый энергоноситель;

мобильность и транспортная «гибкость» поставок;

экологическая чистота данного энергоносителя.

Сам спрос стимулирует стремление государств к диверсификации энергоносителей, обусловленное, во-первых, желанием снизить зависимость от поставок нефти. Во-вторых, в условиях ухудшения окружающей среды значение экологической чистоты возрастает, особенно в европейских странах. Кроме того, Европа, опасаясь зависимости от российского газа, стремится диверсифицировать не только сами энергоносители, но и их поставщиков.

По прогнозам Shell, к 2020 г. объем мирового спроса может составить более 460 млн т, т. е. за период 2004-2020 гг. ежегодные темпы роста спроса превысят 8 %.

Реализация прогноза Shell зависит от динамики строительства мощностей. Пока же, по данным EIA, к категории строящиеся и запланированные относятся почти 260 млн т мощностей, что в сумме с существующими дает не более 417 млн т.

Если в настоящее время уже существует около 158 млн т мощностей, а в стадии строительства находится еще около 53 млн т, то к 2010 г. их совокупный объем будет на уровне 198 млн т. Более долгосрочные прогнозы могут оказаться очень неточными, как в области потребления, так и в области мощностей сжижения. В связи с этим хотелось бы отметить наиболее реалистичный прогноз компании Gaz de France, который говорит о мировом производстве СПГ к 1 2010 г. в объеме 186 млн т, к 2020 г. - 340 млн т (ИА «Интерфакс», 14.09.2004 г.


^ По материалам журнала «Газовая промышленность», №6, 2006 автор: К.К. Лебедев (Институт финансовых исследований)

^ 3. Опыт и перспективы мониторинга и технического состояния МГ на основе внутритрубной диагностики
В настоящее время комплексная внутритрубная диагностика (ВТД) стала надежной основой обеспечения безопасности магистральных газопроводов. В НПО «Спецнефтегаз» созданы высокоэффективные отечественные технологии и средства для комплексной внутритрубной диагностики магистральных трубопроводов, обеспечивающие выявление и идентификацию всех опасных дефектов, включая стресс-коррозионные трещины. Снаряды-дефектоскопы нового поколения снабжены байпасными устройствами и позволяют проводить диагностические исследования без изменения режимов перекачки газа. Первые образцы таких дефектоскопов были успешно испытаны в 2004 г. на участках МГ 000 «Мострансгаз».

Сравнительная оценка и анализ современного состояния технологий и средств ВТД, произведенные на Научно-техническом совете ОАО «Газпром», показали, что отечественные технологии и дефектоскопы НПО «Спецнефтегаз» не уступают мировым образцам, а по ряду параметров, в частности по достоверности выявления и идентификации стресс-коррозионных трещин, превосходят возможности зарубежных аналогов.

Мострансгаз имеет опыт применения внутритрубной диагностики с 1995 г. Динамика объемов внутритрубной диагностики и ремонта МГ Мострансгаза по годам приведена в таблице 3.

Таблица 3

Показатель

|1995-1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

Объем ВТД, км

Около 1252 ввод

732

484,5

148S

1782,4

1975,3

1928

1882

Устранено дефектов, шт.

20

152

143

325

191

353

598

1540

В том числе дефектов КРН













10

4

6

40

До 1999 г. диагностика велась с применением технологий и оборудования различных фирм. С 1995 по 1998 г. по результатам диагностики было устранено 20 дефектов. Из таблицы видно, что с переходом на применение отечественной технологии НПО «Спецнефтегаз» выявляемость дефектов и соответственно ежегодные объемы ремонтов выросли более чем в 10 раз.

В общей сложности внутритрубными комплексами обследовано более 100 тыс. км МГОАО «Газпром», в том числе стресс-коррозионными дефектоскопами около 50 тыс. км. Выявлено более 500 тыс. различных дефектов, в том числе более 4 тыс. стресс-коррозионных. Расчеты показывают, что опасные дефекты составляют около 1 % от общего количества выявленных. Однако потенциальную опасность представляет также и большая часть всех выявленных дефектов. Поэтому мониторинг технического состояния, оценка динамики роста дефектов и ресурса трубопровода - основная задача современного диагностического обеспечения безопасности и надежности трубопроводов.

Уже сегодня результаты ВТД обеспечивают надежную основу для оценки технического состояния трубопроводов на базах данных о количестве и типах выявленных дефектов, степени их опасности, местоположении по длине участков трубопроводов и периметру труб и т. п. Вместе с тем имеются значительные резервы дальнейшего повышения информативности и эффективности внутритрубной диагностики и мониторинга технического состояния.

Одно из направлений повышения информативности ВТД - выявление дефектов, в частности трещин КРН, на ранней стадии их развития. С учетом относительно высокой скорости развития стресс-коррозионных трещин, это имеет важное значение для планирования ремонтов и обоснованного выбора периодичности диагностических обследований. Экспериментальные исследования показали эффективность применения ЭМА - технологии для решения этой задачи. Применение такой технологии позволяет в 1,5-2,0 раза уменьшить глубину выявляемых трещин КРН.

Важным шагом в направлении повышения достоверности выявления и идентификации дефектов явилась разработка технологии и интроскопа MFL+. Применение такой технологии дает возможность надежно разделять выявляемые дефекты на наружной и внутренней поверхности трубы. При этом качество отображения внутренней поверхности трубы достигает практически фотографической четкости. Данная технология позволяет с высокой разрешающей способностью вести мониторинг внутренней поверхности трубопровода, начиная с этапа строительства и в процессе дальнейшей эксплуатации.

Достоверность оценки и мониторинга технического состояния трубопроводов зависит от соответствия его фактического и расчетного (проектного) напряженного состояния.

В НПО «Спецнефтегаз» проведены исследования и разработаны технологии и опытные образцы оборудования для внутритрубной диагностики напряженного состояния трубопровода.

Эксперименты проводились на полномасштабном стенде, позволяющем моделировать различное напряженное состояние трубопровода. Результаты расчетной и экспериментальной оценок напряженного состояния имеют хорошую сходимость. Разработка такой технологии открывает новые возможности мониторинга технического состояния МГ и позволяет вести расчетные оценки опасности дефектов с учетом напряженного состояния трубопровода в зоне дефекта.

Основной причиной снижения параметров технического состояния трубопровода являются коррозионные повреждения.

С применением ЭМА - технологии появилась возможность оценки качества нанесения и текущего состояния изоляционного покрытия средствами внутритрубной диагностики. Разработки НПО «Спецнефтегаз» показали принципиальную возможность и эффективность оценки качества изоляции трубопровода по критерию нарушения адгезии изоляционного покрытия.

Принцип работы ЭМА - дефектоскопа для диагностики и мониторинга адгезии изоляционного покрытия основан на эффекте аномально низкого поглощения некоторых типов ультразвуковых волн в местах нарушения адгезии.

Разрешающая способность такой технологии позволяет выявить отслоение изоляционного покрытия площадью 100 см2. В настоящее время разрабатываются опытные образцы внутритрубных дефектоскопов для диагностики качества изоляционного покрытия.

Мониторинг технического состояния, как основа прогнозирования ресурса трубопроводов, предусматривает получение данных о кинетике роста дефектов во времени. В связи с этим особую значимость приобретают вопросы обоснованного назначения периодичности диагностических обследований и обработки результатов диагностики с наложением на данные предыдущих обследований. Так, первый опыт повторных обследований стресс-коррозионных повреждений МГ показал, что по мере роста глубины трещины скорость их роста увеличивается и достигает 1,5 мм/год. Несложные расчеты показывают, что для гарантированного предупреждения аварий по причине КРН, с учетом пороговой чувствительности дефектоскопов, периодичность внутритрубной диагностики не должна превышать 2-2,5 лет.

Таким образом, современные технологии и средства ВТД обеспечивают все более достоверную оценку технического состояния трубопроводов и позволяют перейти к качественно новому этапу диагностического обеспечения МГ - мониторингу их технического состояния с учетом новых перспективных разработок в направлении повышения достоверности, разрешающей способности, оценки напряженного состояния трубопровода, качества изоляционного покрытия и др.


^ По материалам журнала «Газовая промышленность», №10, 2006 автор: В.А. Канайкин, В.Ф. Чабуркин ( Спецнефтегаз)

В.П. Пахомов (Мострансгаз)

^ 4. Информационные ресурсы ГИСАМП «ГАЗ ЧС» для оценки влияния природных факторов на аварийность МГ
В силу значительной протяженности газопроводов Единой системы газоснабжения (ЕСГ) России и разнообразия природных условий, в которых она эксплуатируется, объекты ЕСГ подвержены непосредственному воздействию практически всех известных типов опасных геологических, гидрологических процессов и опосредовано – ряду опасных метеорологических явлений. Одним из наиболее эффективных методов оценки потенциальных угроз опасных природных процессов и явлений – геоинформационное картографирование с последующей комплексной оценкой опасности и риска. В данной статье представлены результаты оценки природных опасностей для объектов ОАО «Газпром» на базе геоинформационной автоматизированной системы мониторинга и прогнозирования ЧС на объектах ОАО «Газпром» (ГИСАМП «ГАЗ ЧС»), разработанной в ООО «ВНИИГАЗ» лабораторией анализа аварийности и гражданской защиты и лабораторией геоинформационных систем.

В целях подтверждения правомерности постановки вопроса о влиянии природных факторов на аварийность газопроводов приведем результаты анализа актов технического расследования аварий на линейной части газопроводов за 1993-2005 гг.

Опасные природные процессы и явления (стихийные бедствия) зафиксированы в акте как основная причина для 7 % аварий. Наибольшее число аварий, обусловленных стихийными бедствиями, происходит в результате:

активизации оползневых процессов (5,1 % аварий);

дождевых паводков (1,3 %);

потери несущей способности многолетнемерзлых грунтов (0,6 %);

просадки грунта (0,3 %).

Вместе с тем до 35 % аварий на линейной части газопроводов происходит на фоне влияния неблагоприятных локальных природных факторов, отмеченных в акте, но не являющихся основной причиной аварии. Наибольшее число аварий происходит на фоне влияния следующих неблагоприятных локальных природных факторов:

переувлажненный грунт - 24 % аварий на газопроводах;

пересеченный рельеф - 5 %-аварий.

Наиболее часто неблагоприятные локальные природные факторы являются фоном аварий, для которых в актах расследования установлены следующие причины:

КРН - природные факторы являются фоном для 51 % аварий по данной причине;

коррозия - для 43 %;

брак строительно-монтажных работ (СМР) (с учетом брака сварных работ и нарушений проекта) и дефект труб - для 41 %.

Например, для аварий по причине КРН наиболее часто фоном являются:

переувлажненный грунт (в 45 % аварий);

пересеченный рельеф (в 6 % аварий).

Следует отметить, что при выявлении факторов риска и разработке мероприятий по предупреждению чрезвычайных ситуаций представляется целесообразной оценка, в том числе комплексная, опасности развития природных процессов на территориях вдоль трасс газопроводов, независ