Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Разработка концепции инновационного развития нефтепроводного транспорта России 12
1.1 Структура системы магистрального нефтепроводного транспорта ОАО «АК «Транснефть» 12
1.2 Оценка состава производственных фондов Компании 16
1.3 Достигнутый научно-технический уровень в сравнении с развитыми зарубежными странами 19
1.4 Основные направления научно-технического прогресса в нефтепроводном транспорте 22
1.5 Основные направления инновационного развития 32
1.5.1 Проект «Разработка и внедрение системы мониторинга технического состояния нефтепроводов трубопроводной системы «Восточная Сибирь-Тихий Океан» 32
1.5.2 Проект «Разработка высокоточного комплекса внутритрубных диагностических приборов для обеспечения надежности объектов магистральных трубопроводов» 51
1.5.3 Проект «Повышение пропускной способности нефтепроводов снижением гидравлического сопротивления» 60
Выводы по главе 1 62
Глава 2. Прогнозирование состояния нефтепроводов ТС «ВСТО-1» по отклонениям от проектного пространственного положения на участках со сложными геокриологическими условиями 63
2.1 Мониторинг технического состояния трубопроводной системы «Восточная Сибирь - Тихий океан» 63
2.2 Модели для расчетов оценки состояния нефтепровода и пространственного положения нефтепровода на участках с многолетнемерзлыми грунтами 68
2.2.1 Математическая модель расчета ореола оттаивания 68
2.2.2 Определение прогноза тепловой осадки грунта 76
2.2.3 Математическая модель задачи прогнозирования изменения пространственного положения трубопровода на участках с СГКУ 77
2.3 Результаты расчетов по прогнозированию изменения ПП трубопровода 84
2.4 Цели и задачи разработки местной опорной геодезической сети 91
2.4.1 Оценка состояния существующей опорной геодезической сети и погрешность измерения пространственного положения нефтепровода 92
2.4.2 Построение АГКС на базе референцных (базовых) станций 96
2.4.3 Разработка состава АКГС 102
2.4.4 Разработка технических требований к созданию местной опорной геодезической сети 104
Выводы по главе 2 110
Глава 3. Инновационные технические средства внутритрубной диагностики магистральных нефтепроводов 111
3.1 Обзор внутритрубных диагностических устройств магистральных нефтепроводов 111
3.1.1 Техническая политика по обеспечению безопасной эксплуатации магистральных трубопроводов ОАО «АК «Транснефть» 111
3.1.2 Ультразвуковые внутритрубные дефектоскопы 113
3.1.3 Магнитные внутритрубные дефектоскопы 116
3.1.4 Сравнительный анализ ультразвукового и магнитного методов диагностирования трубопроводов 121
3.1.5 Сравнительный анализ электромагнитно-акустического и ультразвукового методов дефектоскопии 128
3.2 Влияние различных факторов на достоверность результатов диагностирования магистральных нефтепроводов 130
3.2.1 Влияние скорости движения внутритрубного дефектоскопа на результаты диагностирования 130
3.2.2 Влияние АСПО на процесс диагностирования магистральных нефтепроводов 132
3.2.3 Экспериментальные исследования распространения ультразвука в асфальтосмолопарафиновых отложениях магистральных нефтепроводов 134
3.3 Преддиагностическая очистка и внутритрубное диагностическое обследование участков нефтепроводов, осложненных парафиноотложением 141
3.4 Разработка инновационного комбинированного внутритрубного магнитно-ультразвукового дефектоскопа 144
3.5 Организация испытаний и проверка возможностей комбинированного дефектоскопа ДКК 154
3.5.1 Особенности модернизации гидравлического испытательного стенда в ОАО ЦТД «Диаскан» 154
3.5.2 Предварительные испытания дефектоскопа ДКК 162
3.5.3 Приемочные и эксплуатационные испытания дефектоскопа ДКК 163
3.5.4 Условия, порядок и результаты проведения испытаний 164
Выводы по главе 3 170
Глава 4. Применение противотурбулетных присадок для повышения эффективности транспортировки жидких углеводородов 171
4.1 Предпосылки использования химических реагентов в трубопроводном транспорте 171
4.2 Противотурбулентные присадки для снижения сопротивления течению жидких углеводородов 178
4.2.1 Использование полимеров для создания противотурбулентных присадок 178
4.2.2 Применение противотурбулентных присадок на действующих нефтепроводах 182
4.3 Методика планирования, проведения и обработки данных при проведении опытно-промышленных испытаний противотурбулентных присадок на магистральных нефтепроводах 195
4.4 Проведение опытно-промышленных испытаний ПТП на МН 197
4.4.1 Подготовительные работы 198
4.4.2 Технологические режимы проведения испытаний 198
4.4.3 Последовательность проведения испытаний 200
4.4.4 Обработка результатов испытаний 201
4.5 Исследования перспективы применения противотурбулентных присадок российского производства 206
4.6 Оценка экономической эффективности применения противотурбулентных присадок 217
Выводы по главе 4 236
Глава 5. Разработка методики формирования и оценки приоритетов финансирования программ технического перевооружения, ремонта и реконструкции основных фондов ОАО «АК «Транснефть» на период до 2020 года 237
5.1 Задачи «Программы стратегического развития ОАО «АК «Транснефть» на период до 2020 года» 237
5.2 Стратегические направления развития системы нефтепроводов и нефтепродуктопроводов 242
5.3 Обоснование планируемых мероприятий по ремонту, реконструкции и диагностике объектов нефтепроводного транспорта 245
5.3.1 Особенности текущего состояния формирования программы технического перевооружения, реконструкции и капитального ремонта 245
5.3.2 Принципы формирования «Комплексной программы...» 247
5.3.3 Перечень работ, необходимых для включения в состав «Комплексных программ .» 248
5.3.4 Структура финансирования «Комплексных программ .» 250
5.3.5 Приоритетные направления распределения финансовых ресурсов в составе ежегодных «Комплексных программ...» 252
5.3.6 Финансово-экономическое обоснование мероприятий, предлагаемых к реализации в составе «Комплексной программы...» 253
5.3.6.1 Анализ условий эксплуатации и технического состояния объектов МН 256
5.3.6.2 Анализ применяемой системы мероприятий по содержанию и развитию МН 262
5.3.6.3 Разработка методического подхода к финансово-экономическому обоснованию рационального варианта развития МН 264
5.3.6.4 Формирование альтернативных вариантов для каждого мероприятия по ТПиР объектов МН 269
5.3.6.4.1 Формирование вариантов ТПиР ЛЧ МН 270
5.3.6.4.2 Формирование вариантов ТПиР резервуарного парка 273
5.3.6.5 Финансово-экономическое обоснование ТПиР ЛЧ МН 274
5.3.6.5.1 Определение оптимального срока службы (до замены) отдельного участка МН (7) 274
5.3.6.5.2 Дополнительные показатели, необходимые для проведения оценки 279
5.3.6.5.3 Оценка затрат на содержание участка нефтепровода, приходящихся на один год эксплуатации АЗсд 280
5.3.6.5.4 Оценка финансовых потерь от остановки перекачки нефти АПос 286
5.3.6.5.5 Оценка финансовых потерь из-за утраты продукции АПпс 287
5.3.6.5.6 Оценка финансовых потерь из-за штрафных санкций АПщс 293
5.3.6.5.7 Определение годового экономического эффекта от внедрения мероприятий 294
5.3.6.6 Финансово-экономическое обоснование ТПиР резервуарного парка 296
5.3.6.7 Структура приоритетов технического перевооружения и реконструкции на период до 2020 года 307
5.4 Предлагаемые направления технологического развития нефтепроводного транспорта на период до 2020 года 312
Выводы по главе 5 319
Основные выводы и рекомендации 320
Список сокращений 322
Библиографический список использованной литературы 326
Приложения 370
- Структура системы магистрального нефтепроводного транспорта ОАО «АК «Транснефть»
- Сравнительный анализ ультразвукового и магнитного методов диагностирования трубопроводов
- Задачи «Программы стратегического развития ОАО «АК «Транснефть» на период до 2020 года»
- Предлагаемые направления технологического развития нефтепроводного транспорта на период до 2020 года
Введение к работе
Актуальность темы. В XXI веке магистральный нефтепроводный транспорт продолжает оставаться главным связующим звеном топливно-энергетического комплекса в России. Основными задачами, стоящими перед отраслью, являются обеспечение стабильной доставки нефти потребителям внутри страны и за рубеж, развитие и обеспечение надежной работы нефтепроводной системы. Решение этих задач во многом определяется технологическим уровнем операций по обеспечению транспортировки нефти. С самого начала эксплуатации нефтепроводов обеспечение их надежности являлось важной задачей, и к настоящему времени в ОАО «АК «Транснефть» накоплен значительный опыт строительства и эксплуатации магистральных нефтепроводов (МН). Однако современный период характеризуется новыми объективными условиями работы нефтепроводного транспорта. Истощаются старые месторождения, а новые находятся в районах с аномальными климатическими и геологическими условиями, что требует разработки новых технических решений для развития и функционирования нефтепроводной сети. Важными задачами являются обеспечение необходимой пропускной способности без нового капитального строительства, а также повышение надежности на базе комплексного мониторинга состояния нефтепроводов, в т.ч. имеющих значительный срок эксплуатации, с минимальными экономическими затратами. Требуется качественно новый уровень применяемых технологий, оборудования и материалов. Решение этих задач возможно только при создании инновационного технологического уровня магистрального нефтепроводного транспорта.
Достижение высокого технологического уровня эксплуатации должно послужить повышению надежности системы магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов, экологической безопасности производственных объектов нефтепроводной системы и технических характеристик оборудования и технологий уровня мирового класса.
Уровень разрабатываемых и применяемых технологий, материалов и оборудования будет определять возможность работы нефтепроводов в новых условиях, а также техническую оснащенность и надежность магистрального нефтепроводного транспорта на период до 2020 года.
Цель работы - разработка базовых направлений инновационного развития технологий магистрального нефтепроводного транспорта и повышения надежности работы системы российских нефтепроводов.
Задачи исследований
1 Анализ состояния технической оснащенности российских
нефтепроводов и сравнение уровня основных отечественных и зарубежных
технологий и технических средств и определение направлений дальнейшего
развития российской системы нефтепроводного транспорта.
2 Разработка концепции создания автоматизированной системы
мониторинга пространственного положения (ПП) и алгоритма для
прогнозирования состояния нефтепроводов трубопроводной системы
«Восточная Сибирь - Тихий океан» (ТС «ВСТО - 1») по отклонениям от
проектного пространственного положения на участках трассы со сложными
геокриологическими условиями (СГКУ).
3 Исследование особенностей внутритрубного диагностирования
нефтепроводов дефектоскопами различного физического принципа действия.
Экспериментальное исследование влияния различных факторов на
достоверность данных внутритрубной диагностики для совершенствования
технологии очистки нефтепроводов.
4 Разработка технических требований и схемных решений по созданию
инновационного комбинированного дефектоскопа. Проведение испытаний
комбинированного дефектоскопа на магистральных нефтепроводах, анализ
полученных результатов.
5 Исследование особенностей промышленного применения противотурбулентных присадок (ПТП) отечественного производства на нефтепроводах ОАО «АК «Транснефть» для увеличения пропускной способности нефтепроводов. Разработка методологий лабораторной оценки
качества присадок, их экономической эффективности, проведения опытно-промышленных испытаний ПТП.
6 Разработка моделей и методических положений определения структуры объемов финансирования и экономической эффективности «Комплексной программы диагностики, технического перевооружения, капитального ремонта и развития объектов магистральных трубопроводов ОАО «АК «Транснефть» до 2020 года». Методы решения задач
При решении поставленных задач использовались теория расчета напряженно-деформированного состояния трубопровода, метод конечных элементов, вероятностно-статистические методы для обработки результатов лабораторных экспериментов, а также другие математические методы.
Научная новизна
1 Впервые разработана концепция инновационного развития техники и технологий отечественного магистрального нефтепроводного транспорта на период до 2020 года с определением конкретных научно-технических проектов.
2 Сформулирована и аналитически решена задача оценки и прогнозирования состояния нефтепроводов трубопроводной системы ТС «ВСТО - 1» по отклонениям от проектного пространственного положения на участках со сложными геокриологическими условиями с учетом изменения температуры стенки нефтепровода при различных режимах эксплуатации; для решения обоснована необходимость создания автоматизированной корпоративной геодезической сети ТС «ВСТО-1».
3 Экспериментально установлено существенное влияние на
достоверность результатов ультразвукового диагностирования наличие
асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) различного состава.
Разработана промышленная технология комплексной механо-химической
преддиагностической очистки участков нефтепроводов с АСПО.
4 Впервые разработаны технические требования и схемные решения по
созданию инновационного комбинированного дефектоскопа, доведенные до
практической реализации. Проведенные промышленные испытания показали, что дефектоскоп дополнительно выявляет до 30% потенциально опасных дефектов сверх ранее обнаруженных штатными дефектоскопами CDL и WM.
-
Впервые разработаны методика лабораторной оценки качества, позволяющая проводить сравнительную градацию присадок разных производителей, и методика опытно-промышленных испытаний присадок на нефтепроводах для оценки их эффективности.
-
Предложен научно-экономический алгоритм определения структуры объемов финансирования и экономической эффективности «Комплексной программы диагностики, технического перевооружения, капитального ремонта и развития объектов магистральных трубопроводов ОАО «АК «Транснефть», позволяющий провести альтернативные расчеты объемов реконструкции и капитального ремонта линейной части (ЛЧ) и резервуарного парка (РП) нефтепроводной системы на период до 2020 года.
На защиту выносятся теоретические обобщения, экспериментальные исследования и практические рекомендации в области повышения надежности эксплуатации магистральных нефтепроводов применением новых инновационных технологий.
Практическая ценность работы
Разработана концепция программы технологического инновационного развития ОАО «АК «Транснефть», рассмотренная и одобренная на Совете директоров ОАО «АК «Транснефть» 09.12.2010 (протокол №20).
Разработанные на основе Концепции «Программа инновационного развития ОАО «АК «Транснефть» на период до 2017 года» и «Программа стратегического развития ОАО «АК «Транснефть» на период до 2020 года» утверждены Советом директоров Компании и реализуются всеми организациями системы «Транснефть» (ОСТ).
На основе полученных результатов разработаны отраслевые нормативно-технические документы (НТД) и регламенты, действующие в системе магистральных нефтепроводов ОАО «АК«Транснефть»:
- руководящий документ РД-91.200.00-КТН-001-13 «Методика расчета
ореола оттаивания на участках трассы ТС «ВСТО-1» с многолетнемерзлыми
грунтами», на основании которого рассчитываются ореолы оттаивания на
участках с СГКУ;
отраслевой регламент ОР-91.200.00-КТН-028-13 «Определение планово-высотного положения трубопроводов линейной части ТС «ВСТО -1», на основе которого реализуется технология проведения определения 1111 на трассе ТС «ВСТО - 1»;
- «Методика расчета температуры стенки нефтепроводов ТС «ВСТО -
1», на основании которой осуществляется подготовка данных для расчетов
1111 нефтепровода и состояния грунтов по трассе «ВСТО-1» ;
отраслевой регламент ОР-75-180.00-КТН-018-10 «Очистка магистральных нефтепроводов от асфальтосмолопарафинистых веществ (АСПВ)»;
- программно-расчетный модуль «Динамическая модель взаимодействия
грунта и трубопровода при развитии опасных геологических процессов».
Внедрение рекомендаций автора по созданию автоматизированной корпоративной геодезической сети для определения 1111 нефтепроводов «ВСТО - 1» на предприятии ООО «Востокнефтепровод» позволило получить экономический эффект 185,47 млн. рублей, в т.ч. фактический эффект 114 млн. рублей. Центром технической диагностики ОАО «ЦТД «ДИАСКАН» с использованием исследований автора созданы новые конструкции комбинированных внутритрубных дефектоскопов, экономический эффект от внедрения которых составляет 20326,15 млн.рублей, из которых долевое участие автора составляет 4065,23 млн.рублей, в. т.ч. фактический эффект 911,05 млн.рублей.
Апробация работы
Основные положения работы изложены: в докладах на IV, V, VI, VII Международных трубопроводных форумах (Москва, апрель 2005, 2006, 2007, 2008 г.г.); Российской нефтегазовой технической конференции (Москва, октябрь 2006 г); 7 и 8 Российских Нефтегазовых Конгрессах (Москва, июнь
2009 и 2010 г.г.); Global Pipeline Constraction Integrity & Maintenance Conference (Дубай, ноябрь 2011 г.); XI научно-технической конференции молодежи ОАО «АК Транснефть» (Санкт-Петербург, апрель 2012 г.); Научно-практической конференции «Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа» (Уфа, май 2012 г); Международной конференции «Актуальные вопросы инновационного развития нефтегазовой отрасли» (Москва, июнь 2012 г.), 39 ежегодном симпозиуме Международного Комитета по истории технологий ICOHTEK-2012 (Барселона, Испания, июль 2012 г.); VIII Международной учебно-практической конференции «Трубопроводный транспорт-2012» (Уфа, ноябрь 2012 г.); научно-техническом семинаре кафедры «Транспорт и хранение нефти и газа» УГНТУ (г. Уфа, апрель 2013 г.).
По теме диссертации опубликовано 38 научных работ, в том числе 12 статей в журналах, рекомендованных ВАК Минобрнауки России, 3 монографии, получено 10 патентов на изобретения.
Структура и объем работы
Диссертация состоит из введения и пяти глав, изложенных на 369 страницах машинописного текста, включает 55 таблиц, 109 рисунков, и включает список литературы из 430 наименований, трех приложений.
Структура системы магистрального нефтепроводного транспорта ОАО «АК «Транснефть»
Открытое акционерное общество «Акционерная компания по транспорту нефти «Транснефть» учреждено в соответствии с указом Президента Российской Федерации № 1403 от 17 ноября 1992 года и постановлением Правительства Российской Федерации от 14 августа 1993 года № 810 и является правопреемником Главного производственного управления по транспортировке и поставкам нефти (Главтранс-нефть) Миннефтепрома СССР [180].
Главной функцией деятельности ОАО «АК «Транснефть» является обеспечение бесперебойной транспортировки нефти и нефтепродуктов потребителям в России и за рубежом. Единая система магистральных нефтепроводов является связующей структурой, обеспечивающей нормальное функционирование нефтяного рынка. ОАО «АК «Транснефть» выражает стратегические интересы государства в сфере нефтяного бизнеса.
Система нефтепроводов ОАО «АК «Транснефть» является крупнейшей в мире по протяженности и пропускной способности. Магистральные нефтепроводы Компании расположены практически на всей территории Российской Федерации и проходят по территориям 8 Федеральных округов (Центрального, Южного, Северо-Кавказского, Северо-Западного, Дальневосточного, Сибирского, Уральского, и Приволжского), включая территории 60 субъектов Российской Федерации.
«Транснефть» осуществляет поставку нефти на 43 нефтеперерабатывающих завода в России и на экспорт зарубежным потребителям через 5 портов и сухопутным трубопроводным системам «Дружба» и «Сковородино-Мохэ».
Основными производственными единицами для транспорта нефти являются 15 организаций системы «Транснефть» (ОСТ). Основные сведения о них представлены в таблице 1.1. Основным направлением производственной деятельности для всех ОСТ (кроме спецморнефтепортов «Приморск», «Козьмино», «Усть-Луга» и ЦТД «Диаскан») является перекачка нефти по магистральным нефтепроводам.
Наибольшая протяженность нефтепроводов приходится на ОАО «Сибнефтепровод» (6920 км), ОАО «Уралсибнефтепровод» (5519,7 км), ОАО «Северо-Западные МН» (5968 км) и ООО «Востокнефтепровод» (4019,4 км) (рисунок 1.1).
В ОАО «АК «Транснефть» преимущественно эксплуатируются нефтепроводы большого диаметра Ду 530-1220 мм (рисунок 1.2). Доля трубопроводов такого диаметра составляет 98,8 % от общего количества.
Единая система магистральных нефтепроводов ОАО «АК «Транснефть» непрерывно расширяется. Истощение существующих месторождений Западной Сибири, Башкирии и Татарстана предопределяет развитие новых нефтеносных регионов и соответственно развитие системы нефтепроводов. Начинают осваиваться недоступные ранее районы Заполярья и севера Красноярского края.
Основными направлениями деятельности Компании являются:
- перекачка, координация и управление транспортировкой нефти и нефтепродуктов по магистральным трубопроводам по территории России и за ее пределы;
- профилактические, диагностические и аварийно-восстановительные работы на нефтепроводах и нефтепродуктопроводах;
- координация деятельности по комплексному развитию сети магистральных трубопроводов и других объектов нефтепроводного транспорта;
- взаимодействие с нефтепроводными предприятиями других государств по вопросам транспортировки нефти и нефтепродуктов в соответствии с межправительственными соглашениями;
- координация деятельности организаций в решении задач научно-технического прогресса в трубопроводном транспорте нефти, во внедрении новых технологий и материалов.
Инновационное направление развития магистрального нефтепроводного транспорта получило свое закрепление в «Программе инновационного развития ОАО «АК «Транснефть» на период до 2017 года» [284] и «Стратегии развития ОАО «АК «Транснефть» на период до 2020 года» [285].
«Программа инновационного развития...» направлена на улучшение основных показателей эффективности производственного процесса и использование технологических достижений для развития и обеспечения высокого уровня:
- надежности системы магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов;
- экологической безопасности производственных объектов Компании;
- технических характеристик оборудования и технологий.
Раздел по инновациям и научно-техническому развитию, входящий в состав «Программы стратегического развития ОАО «АК «Транснефть» на период до 2020 года» развивает положения Программы инновационного развития на период до 2017 года.
Указанные выше программные документы были созданы на основе разработанной автором концепции инновационного развития ОАО «АК «Транснефть» [162]. Данная «Концепция «Программы инновационного развития ОАО «АК «Транснефть» на период до 2017 года» была утверждена Советом директоров ОАО «АК «Транснефть» 9 декабря 2010 года. Цель концепции - развитие системы магистрального трубопроводного транспорта Российской Федерации для полного обеспечения потребностей в транспортировке нефти и нефтепродуктов на внутреннем рынке и экспортных поставок на основе применения современных передовых отраслевых технологий, обеспечивающих высокий уровень надежности, промышленной и экологической безопасности, а также оптимальный уровень затрат для Компании и потребителей услуг. Разработке концепции и основных направлений научно-технического прогресса в магистральном трубопроводном транспорте предшествовали проведение анализа состояния основных фондов магистрального нефтепроводного транспорта и уровня технологий, применяемых в нефтепроводном транспорте России, оценка уровня применяемой техники и места среди развитых зарубежных стран [180, 165, 176].
Сравнительный анализ ультразвукового и магнитного методов диагностирования трубопроводов
Интенсивные разработки, ведущиеся в отношении ультразвуковых дефектоскопов, обусловливаются большой потребностью в обследовании толстостенных трубопроводов с высокой точностью и без необходимости проверять результаты другими методами. Кроме того ультразвуковые дефектоскопы показали, что они имеют хорошее будущее.
Магнитные дефектоскопы, несмотря на их достоинства, не способны обнаруживать коррозию на участках, прилегающих к кольцевым и продольным сварочным швам вследствие подъема датчиков. Ультразвуковой дефектоскоп позволяет получить информацию вплоть до места сварки.
Преимущества и недостатки обоих типов приборов отражены в таблице 3.1.
Анализ совмещенных данных по дефектам потери металла, полученных приборами двух типов при обследовании одного и того же участка нефтепровода показал, что при отношении глубины дефекта потери металла к его длине менее 0,016 магнитный дефектоскоп занижает длину дефекта на величину, превышающую значения, указанные в таблице 3.2. На протяженных дефектах потери металла с небольшой глубиной рассеяние магнитного потока не достигает порогового значения, при котором происходит регистрация сигналов от датчиков. Поэтому дефекты потери металла с отношением глубины к длине менее 0,0025 магнитным дефектоскопом могут не обнаруживаться и тем более не измеряться.
Приведенные данные показывают, что вследствие более низкой точности магнитного дефектоскопа его применение для контроля дефектов потери металла, особенно протяженных коррозионных дефектов, малоэффективно. Таким образом, основной задачей магнитного дефектоскопа типа MFL должен явиться контроль дефектов в поперечных швах типа трещин, непроваров, несплавлений, шлаковых включений, пор, смещений кромок.
Рассмотрим возможности ультразвукового и магнитного методов контроля для определения дефектов других типов.
Ультразвуковой дефектоскоп «Ультраскан WM» с радиально установленными датчиками не способен выявлять острые дефекты, расположенные параллельно распространению ультразвуковых импульсов. Если дефект имеет наклонную площадку, ультразвуковые импульсы, попадая на эти площадки, отклоняются в сторону от направления зондирующих импульсов, излучаемых ультразвуковыми датчиками. Происходит так называемая потеря сигнала, фиксируемая регистрирующей системой прибора.
Эффект потери сигнала возможен и для дефектов типа питтинговой коррозии, боковые площадки которых могут располагаться под значительными углами к образующей цилиндрической поверхности трубопровода. Поэтому питтинговая коррозия не всегда может быть обнаружена ультразвуковым прибором. В случае регистрации сигнала, отраженного от питтинговой коррозии, такой сигнал не всегда возможно отличить от дефекта типа «включение». Но ввиду малых размеров питтинговая коррозия существенно менее опасна по сравнению с протяженными коррозионными дефектами, особенно теми, которые ориентированы в направлении оси трубопровода.
При магнитном контроле не возникает проблема определения различий между питтинговой коррозией и расслоениями (включениями) небольших размеров, так как магнитный поток не реагирует на расслоения, неметаллические включения, параллельные стенки трубы. По этой же причине магнитный прибор способен обнаруживать дефекты потери металла на наружной поверхности, экранированные расслоениями, что недоступно для ультразвукового прибора. Однако магнитный прибор не может отличить глубокие питтинги от мест локального изменения магнитных свойств материала, вызванных зонами локального нагрева трубы (например, сварочной дугой).
В ультразвуковом методе измерений существует минимальный временной промежуток между приемами сигналов, отраженных от наружной и внутренней поверхностей стенки трубы, определяющий минимальное значение толщины стенки, наличие которого фиксируется, но не может быть измерено. В ультразвуковых приборах типа «Ультраскан WM» это значение в зависимости от номинальной толщины стенки трубы устанавливается в пределах от 3,3 до 5,0 мм. Для нефтепроводов диаметрами от 530 до 1220 мм с номинальными значениями толщин стенок от 7 до 15 мм дефекты, уменьшающие остаточную толщину стенки до указанных выше пределов, относятся к категории опасных.
Одним из достаточно распространенных дефектов отечественных трубопроводов являются вмятины и гофры. В связи с этим представляет интерес реакция каждого из приборов на эти дефекты. Ультразвуковой прибор позволяет обнаруживать вмятины и гофры по характерному очертанию зоны локальной потери сигналов на наклонных площадках этих дефектов. Однако потеря сигнала препятствует возможности обнаружения дефектов механического происхождения (рисок, царапин, выбоин), которые могут находиться на дне этих вмятин, особенно если вмятины имеют резко очерченный профиль. Наличие или отсутствие рисок на дне вмятин может быть установлено при проведении дополнительного дефектоскопического контроля.
Магнитный прибор способен определять наличие вмятин и гофр только с резко очерченным профилем и в случае, когда они расположены вне зоны поперечного сварного шва. Вмятины и гофры с плавными очертаниями магнитный прибор не обнаруживает.
Расслоения с выходом на поверхность по характерным признакам этих дефектов обнаруживают приборы обоих типов. Однако протяженность, глубину залеганий наклонных расслоений измеряет только ультразвуковой дефектоскоп, что дает возможность оценивать опасность дефектов этого вида.
Для таких весьма опасных дефектов, как протяженные продольные царапины, риски, возникновение которых связано обычно с воздействием рабочих органов землеройных машин, магнитный прибор отчетливо фиксирует положение начала и конца риски.
Ультразвуковой дефектоскоп обнаруживает продольные риски шириной более 8 мм. Наклонные царапины, риски обнаруживают оба прибора.
В систематизированном виде возможности ультразвуковых и магнитных дефектоскопов по обнаружению дефектов представлены в таблице 3.3, из которой видно, что ультразвуковые приборы способны выявлять более широкий состав дефектов, чем магнитные.
Задачи «Программы стратегического развития ОАО «АК «Транснефть» на период до 2020 года»
На рубеже 2011-2012 годов возникла необходимость разработки стратегии развития ОАО «АК «Транснефть» на период 2020 года для определения направлений инвестиционного и инновационного развития Компании, инициированная Министерством экономического развития Российской Федерации и Федеральным аген-ством по управлению государственным имуществом. Для разработки такой стратегии была разработана концепция, на основе которой создана и утверждена «Программа стратегического развития Компании на период до 2020 года».
Для достижения стратегических целей выбраны следующие основные направления деятельности в технической области:
- увеличение мощности системы магистральных нефтепроводов для обеспечения транспортировки нефти в 2020 году, в соответствии с планируемыми объемами добычи нефти на эксплуатируемых месторождениях и объемами с новых месторождений, которые разрабатываются нефтяными компаниями;
- повышение энергоэффективности за счет реализации мероприятий по экономии энергетических ресурсов;
- инновационное развитие производственной деятельности;
- обеспечение надежности эксплуатируемой системы магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов на основе результатов диагностики, реконструкции и модернизации основных фондов;
- повышение экологической и промышленной безопасности производственных объектов Компании;
При формировании программы были проанализированы Генеральная схема развития нефтяной отрасли до 2020 года, утвержденная приказом Минэнерго России от 6 июня 2011 г. № 212, и планы Компании, в т.ч.:
- Комплексная программа диагностики, технического перевооружения, реконструкции и капитального ремонта на период до 2017 года, утверждённая Правлением ОАО «АК «Транснефть» (протокол № 18 от 31.05.2010);
- Программа инновационного развития ОАО «АК «Транснефть» на период до 2017 года, утвержденная решением Совета директоров ОАО «АК «Транснефть» (протокол №7 от 01.04.2011);
- Программа энергосбережения и повышения энергетической эффективности ОАО «АК «Транснефть» на период до 2015 года, утвержденная решением Совета директоров ОАО «АК «Транснефть» (протокол №6 от 31.03.2011).
Алгоритмы формирования двух последних программ рассмотрены в предыдущих главах. Требовалось рассмотреть достоверность результатов, планируемых к достижению в ходе реализации «Комплексной программы диагностики, технического перевооружения...», и правильность структуры финансирования данной программы.
По результатам анализа по указанным направлениям были разработаны основные количественные и качественные показатели развития ОАО «АК «Транснефть» [285].
Основные направления развития. В 2010-2011 годах перекачивалось ежегодно по системе магистральных нефтепроводов ОАО «АК «Транснефть» более 445 млн. тонн нефти, а включая транзит нефти соседних государств-466 млн. тонн. Объем транспортировки нефтепродуктов по магистральным трубопроводам составил более 30 млн. тонн в год. Дальнейшие объемы транспортировки в соответствие с объемами добычи нефти будут увеличиваться в среднем на 4 % до 2020 года и составят, по прогнозу, до 496,3 млн. тонн в 2020 году.
Объемы транспортировки нефтепродуктов будут увеличиваться на 70 % до 2020 года и составят, по прогнозу, до 54,5 млн. тонн в 2020 году. Это определяет доминирующее положение Компании в области транспорта нефти и нефтепродуктов в России.
Определены приоритетные направления развития системы магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов в разрезе регионов, сроков и основных инвестиционных проектов. В результате реализации трубопроводных проектов вырастут ключевые показатели деятельности ОАО «АК «Транснефть» - прием нефти и нефтепродуктов в систему и грузооборот. Реализация новых проектов обеспечивает рост экономики и развитие инфраструктуры регионов, по которым проходят трассы трубопроводов.
В ОАО «АК «Транснефть» формируется и утверждается программа технического перевооружения, капитального ремонта и развития объектов магистральных нефтепроводов. Наличие такой конкретной программы дает возможность выполнить перспективное планирование в области загрузки проектных институтов, производственных мощностей Компании, выполнить техническое оснащение строительных подразделений в расчете планируемых объемов работ. Приоритетность финансирования при исполнении долгосрочной программы установлена таким образом, что в первую очередь финансовые средства выделяются на наиболее «узкие» места, т.е. работы, обеспечивающие гарантированную транспортировку нефти и выполнение товарно-транспортных операций с соблюдением норм экологической и промышленной безопасности. Более 55 % финансовых средств направляется на объекты линейной части, более 12 % на проведение работ в резервуарных парках системы. Финансирование мероприятий, предусмотренных программой, осуществляется за счет собственных средств Компании.
Экологическая политика ОАО «АК «Транснефть» направлена на постоянное снижение негативного воздействия на окружающую среду и выражается в сокращении показателей выбросов, сбросов загрязняющих веществ в окружающую среду и отходов производства. С учетом возрастного состава основных производственных фондов принимаются необходимые меры по поддержанию трубопроводных мощностей в состоянии, обеспечивающем их эксплуатацию с соблюдением норм экологической безопасности, выполняется оснащение объектов лучшими образцами природоохранного оборудования и реализация мер по снижению вредного воздействия на окружающую среду.
Дальнейшее развитие системы надёжной и безаварийной транспортировки нефти связано с реализацией инноваций. Главной задачей Стратегии в части инновационного развития является реализация и внедрение новых технологий и оборудования, соответствующих мировому уровню, а также инновационное развитие нефтепроводной отрасли. Основным показателем стратегии в области инноваций является стабильный курс на выделение средств для финансирования научно-исследовательских и опытно-конструкторских работ (НИОКР) в размерах, необходимых для инновационного развития. В числе основных целей технической политики Компании - замещение импортной продукции на продукцию отечественного производства. Импортозамещение планируется осуществлять за счет привлечения российских предприятий, в т.ч. собственных заводов. Показателем реализации политики импортозамещения является снижение доли импортного оборудования, применяемого на объектах ОАО «АК «Транснефть».
Базовым показателем эффективности производства является энергоэффективность, базирующаяся на энергосбережении при осуществлении производственной деятельности. Поэтому целевым показателем Стратегии является снижение удельного потребления теплоэнергетических ресурсов (ТЭР) в сопоставимых условиях на перспективу до 2020 года за счет выполнения ряда мероприятий по оптимизации топливно-энергетических ресурсов.
Количественные показатели развития. Нефтяной комплекс России обеспечивает около 40 % производства первичных энергоресурсов, доля комплекса в добавленной стоимости ВВП составляет более 15 %, в экспорте более 50 %, в налоговых поступлениях в бюджет страны свыше 30 %.
ОАО «АК «Транснефть», обеспечивая транспортировку 90 % всей добываемой в стране нефти, является важнейшим фактором, обеспечивающим стабильную работу всего нефтяного комплекса, а значит и страны в целом.
Весьма значимо и косвенное влияние нефтяного комплекса на экономику страны, проявляющееся через стимулирование развития сопряженных с ним отраслей. Косвенные эффекты для страны от развития ОАО «АК «Транснефть» проявляются через обеспечение платежеспособного спроса на продукцию, необходимую для реализации инвестиционной программы Компании, программы технического перевооружения и реконструкции объектов магистральных трубопроводов, программы диагностического обследования, эксплуатационных затрат.
На основании изложенного сформирована сводная таблица основных стратегических целей Компании, достигаемых при реализации Стратегии к 2020 году, которая приведена ниже (таблица 5.1).
Предлагаемые направления технологического развития нефтепроводного транспорта на период до 2020 года
По результатам научно-технического анализа состояния техники и технологий для реализации стратегии инновационного развития в трубопроводной отрасли разработаны проекты, которые будут воплощены в жизнь в виде проектов по научному, организационному и производственному обеспечению направлений инновационного развития.
«Программой стратегического развития ОАО «АК «Транснефть» на период до 2020 года» предусмотрено финансирование планов НИОКР и инновационных проектов в размерах, обеспечивающих превышение показателя «среднеотраслевые расходы НИОКР/выручка (%)» в зарубежных компаниях (согласно письму Роси-мущества№П1-13/32160 от 29.10.2010 целевой ориентир для компаний, осуществляющих деятельность по обустройству месторождений, оборудованию, транспортировке нефти и газа составляет 0,8 %.).
Предусмотренный «Программой стратегического развития ОАО «АК «Транснефть» на период до 2020 года» (Стратегией) данный показатель к 2020 году составит 1,42.
Проекты, включаемые в Стратегию, содержат разработку прорывных технологий, создание и модернизацию наиболее важных для системы нефтепроводного транспорта технологий и оборудования.
Продолжает оставаться базовой задачей повышение энергоэффективности и снижение потребления энергии.
Прорывными инновационными технологиями в нефтепроводном транспорте продолжают оставаться:
- высокоточные внутритрубные диагностические комплексы, в т.ч. комбинированного действия, не имеющие аналогов за рубежом;
- система обнаружения утечек из магистральных нефтепроводов.
Основной группой потребителей электроэнергии в Компании являются магистральные и подпорные насосы, надежность которых является важной составляющей обеспечения надежности перекачки нефти и нефтепродуктов. Для обеспечения надежной работы перекачивающего оборудования и снижения уровня потребляемой им электроэнергии необходимо совершенствование конструкции насосов с обеспечением более высокого, по сравнению с существующим, КПД (с 85 до 90 %).
Создание отечественных задвижек большого диаметра повышенной надежности повысит качество запорной арматуры для обеспечения надежности работы нефтепроводной системы, обеспечит дополнительное привлечение российских предприятий к освоению выпуска задвижек.
Разработка новых образцов механо-технологического и энергетического оборудования позволит увеличить межремонтный ресурс и срок эксплуатации оборудования, применяемого в Компании, в т.ч. вновь разрабатываемых внутритрубных диагностических приборов.
Предусмотрена организация выпуска инновационных результатов НИОКР и развитие предприятий системы «Транснефть», выпускающих продукцию разработок НИОКР.
Будет продолжено внедрение единой системы управления, предусматривающей автоматическое управление нефтепроводами «с одной кнопки».
Повышение эффективности работы транспортного парка Компании будет обеспечено дистанционным и оперативным мониторингом местоположения транспортных средств, дистанционным контролем расхода топлива с применением аппаратуры спутниковой навигации ГЛОНАСС/GPS.
Для обеспечения безаварийной работы трубопроводной системы «ВСТО» необходима разработка и внедрение системы мониторинга технического состояния магистральных трубопроводов, тиражирование технологии на других нефтепроводах.
Исследования повышения эффективности перекачки нефти и нефтепродуктов по трубопроводам путем снижения гидравлического сопротивления в трубах позволит решить задачу увеличения пропускной способности нефтепроводов и нефте-продуктопроводов России со снижением затрат электроэнергии.
Предусматривается финансирование исследований по созданию, развитию и внедрение передовых программных разработок в области:
- создания информационных систем;
- современного комплексного управления Компанией;
- создания инфраструктуры для поддержки и стимулирования эффективной работы сотрудников, в том числе инновационных технологий для более эффективной коллективной работы сотрудников над проектами, обмена информацией, создания и распределения новых знаний, стимулирования и поощрения генерации инновационных идей среди сотрудников;
-управления экономико-финансовым сектором Компании.
Инновационную часть плана НИОКР составляет, в основном, тематика разработки технических комплексов и систем, которые разрабатываются в период до 2020 года.
В результате выполнения работ по ультразвуковым и магнитным дефектоскопам к 2020 году ОАО «АК «Транснефть» будет иметь в наличии весь типоразмер-ный ряд магнитных дефектоскопов типа MFL от 159 мм до 1220 мм и комбинированные магнитные дефектоскопы типа MFL+TFI от 530 мм до 1220 мм, а также ультразвуковые дефектоскопы для выявления дефектов произвольной ориентации, определения пространственного положения трубопровода.
Важное место в инновационной тематике НИОКР займет «Разработка технологий и оборудования для объектов нефтепроводного транспорта в районах с СГКУ». Это создание технологий, оборудования и объектов для Заполярья, шельфовой зоны, морской зоны. Так с переходом добычи нефти в районы со сложными условиями необходимы исследования характеристик трубных сталей в условиях особенно низких температур, разработка технических решений и конструкторской документации по изготовлению и монтажу элементов сооружений НПС и нефтепроводов при эксплуатации в условиях вечной мерзлоты, сооружение экспериментальных насосных станций и т.д.
Перечень инновационных проектов и направлений научно-исследовательских и опытно конструкторских разработок, планируемых ОАО «АК «Транснефть» к реализации в 2011-2020 годах, представлен в таблице 5.16.
С внедрением результатов указанных НИОКР будет получено увеличение:
- производительности транспортировки нефти и нефтепродуктов, связанное с проведением регламентных и инспекционных работ с применением внутритруб-ных комбинированных диагностических приборов. Это обусловлено следующим: на период пропуска внутритрубных инспекционных приборов снижается скорость, а следовательно, производительность нефтепроводов. При замене пропуска, как минимум, трех существующих приборов пропуском одного диагностического прибора-комбайна, происходит в 3 раза сокращение времени работы трубопровода на сниженном режиме, что обуславливает увеличение производительности трубопровода во время проведения диагностики.
- межремонтного ресурса и срока службы разрабатываемого основного насосного и энергетического оборудования. Эти требования закладываются в технические требования к новым конструкциям насосов и электродвигателей.
Важнейшим направлением является разработка систем повышения производительности перекачки снижением гидравлического сопротивления в магистральных нефтепроводах и нефтепродуктопроводах, что имеет принципиальное значение для технологии трубопроводного транспорта по экономии электроэнергии. Будут проводиться исследования и реализация новых методов снижения трения в трубопроводах для конкретных трубопроводов по всей системе нефтепроводов.
В рамках раздела «Перспективное развитие технологий и системы магистральных нефтепроводов» будут проводиться исследования новых прорывных технологий, включая применение нанотехнологии, космических и воздушных технических средств мониторинга.
