Содержание к диссертации
Введение
I. Анализ свойств и методов оценки надежности линейной части магистрального трубопровода с учетом его особенностей 9
1.1. Особенности формирования надежности линейной части магистрального трубопровода 9
1.2. Методы оценки надежности функционирования действующей сети нефтепроводов 18
1.3. Критерии комплексной оценки надежности действующей сети нефтепроводов 32
II. Исследование и разработка методов анализа и оценки риска возникновения аварийных ситуаций для планирования эксплуатациимагистральных нефтепроводов 39
2.1. Методология риск-анализа при оценке надежности эксплуатации магистральных нефтепроводов 39
2.2. Разработка методологии оценки технологического риска при эксплуатации магистральных нефтепроводов 45
2.3. Методология риск-анализа при оценке сопутствующих видов риска при эксплуатации магистральных нефтепроводов 63
III. Исследование и разработка методов оценки функциональной надежности магистральных нефтепроводов 72
3.1. Количественная оценка функциональной надежности магистральных нефтепроводов 72
3.2. Модели обеспечения функциональной надежности сети магистральных нефтепроводов
3.3. Оптимизация аварийного запаса для обеспечения надежности функционирования системы нефтепроводного транспорта 89
Разработка рекомендаций по планированию и проведению ремонтно - восстановительных работ 94
4.1. Разработка методологии вывода в ремонт нефтепроводов по данным диагностики 94
4.2. Ликвидация последствий аварий нефтепроводов и проведение ремонтно-восстановительных работ 105
4.3. Разработка практических рекомендаций по планированию вывода трубопроводов в ремонт 113
Выводы 120
Литература
- Методы оценки надежности функционирования действующей сети нефтепроводов
- Разработка методологии оценки технологического риска при эксплуатации магистральных нефтепроводов
- Модели обеспечения функциональной надежности сети магистральных нефтепроводов
- Ликвидация последствий аварий нефтепроводов и проведение ремонтно-восстановительных работ
Введение к работе
Актуальность темы. В период интенсивного развития нефтегазового комплекса страны добыча и реализация нефти и газа практически удваивались каждые 10 лет. Для поддержания таких темпов добычи и поставки продукции от скважин до потребителей потребовалось соответствующее ускоренное развитие системы магистральных нефтегазопроводов. Однако, ускоренное проектирование, сооружение и ввод в эксплуатацию нефтегазовых объектов не могли способствовать более глубокому изучению, апробации и принятию наиболее обоснованных технико-технологических решений, обеспечивающих действительно высокую эффективность и надежность объектов нефтегазового комплекса. В результате в течение нескольких десятилетий существенная часть нефти и газа, извлеченных из недр земли, безвозвратно теряется во всем пути движения от скважин до потребителя, загрязняя окружающую среду, нанося ощутимый урон экологии и экономике.
Улучшение технико-экономических и экологических показателей работы нефтегазовых объектов предполагает в первую очередь повышение надежности магистральных трубопроводов - как одной из наиболее капитале- и металлоемкой части сооружений нефтяной и газовой отрасли, представляющей потенциальную угрозу окружающей среде на больших территориях. Проблема надежности обусловлена также жесткой зависимостью производства и сельского хозяйства от поставок нефти и обостряется усложнением структуры нефтепроводной сети, протяженностью транспортных коммуникаций и их мощностью. Существо данной проблемы состоит в обеспечении ритмичной поставки и приема нефти при поддержании технологического процесса перекачки с высокими технико-экономическими показателями и уровнем безопасности персонала и окружающей среды. В этих условиях настоящая работа является попыткой анализа и обобщения имеющегося материала с целью разработки методов обеспечения надежности при оптимизации резервов функционирования нефтепроводной сети.
Цель работы. Разработка методов и средств для высоконадежного транспорта добытой нефти, выявление и реализация резервов повышения надежности функционирования магистральной нефтепроводной сети.
Основные задачи исследования. В соответствии с целью работы решались следующие задачи:
Анализ взаимосвязи факторов, влияющих на надежность функционирования магистрального транспорта нефти.
-
Разработка математической модели формирования надежности трубопроводной системы по данным исследования вероятности безотказной работы отдельных конструктивных подсистем для участков различной длины и различного времени наработки до отказа.
-
Построение количественных зависимостей надежности функционирования нефтепровода от условий размещения и использования конструктивных и технологических элементов и схем перекачки. Разработка методов расчета надежности сети магистральных нефтепроводов для определения оптимальных соотношений между резервами пропускной способности и вероятностью безотказной работы отдельных конструктивных подсистем для участков различной длины и различного времени наработки до отказа.
-
Построение модели оптимизации производственных программ технического обслуживания и ремонта нефтепроводной сети с учетом оптимальных соотношений между резервами пропускной способности по направлениям перекачки.
Научная новизна.
Исследована проблема системного анализа взаимосвязи факторов, влияющих на надежность функционирования систем магистрального транспорта нефти. Разработана методология оценки технологического риска.
Преложен комплекс аналитических методов оценки функциональной надежности магистральных нефтепроводов в условиях неопределенности.
Построены модели оптимизации производственных програм технического
обслуживания и ремонта нефтепроводных сетей с учетом оптимальных
соотношений между резервами пропускной способности по направлениям
перекачки.
Разработан алгоритм расчета интегральной оценки целесообразности
вывода трубопроводов в ремонт.
Методологическими и теоретическими основами исследования являются концептуальные положения теории систем и системного анализа, теории принятия решений, теории надежности, прикладные исследования по статистической оценке вероятности безотказной работы отдельных конструктивных подсистем для участков различной длины и различного времени наработки до отказа.
Практическая ценность работы и реализация результатов исследований. Основные результаты исследований автора внедрены и практически использованы в периоде 1993 по 1998г.:
положены в основу программ научно-технического сопровождения эксплуатации и технического обслуживания системы нефтепроводов АО "Транссибирские магистральные нефтепроводы".
использованы при разработке проектной документации по диагностике, ремонту и реконструкции нефтепроводов АО "Транссибирские магистральные нефтепроводы".
используются в качестве учебно-методических материалов в учебном процессе специальности 0908 " Проектирование, строительство и эксплуатация газонефтепроводов, газохранилищ и нефтебаз".
Апробация работы. Основные положения и результаты исследований автора докладывались, обсуждались и получили положительную оценку на следующих конгрессах, симпозиумах, конференциях:
-
На технических советах АК "Транснефть" 1995,1996,1997 годов.
-
Международный симпозиум "Workshop on Pipeline Integrity", 21 мая 1996 г., г.Тюмень.
-
Международный симпозиум "Магистральные нефтепроводы. Состояние, проблемы, перспективы", 30 октября 1997 г., г.Мюнхен.
-
Всероссийская научно-практическая конференция "Тюменская нефть -вчера и сегодня", 22 декабря 1997 г., г.Тюмень.
Публикации. По теме диссертации опубликовано 1 монография, 5 статей, 2 авторских свидетельства.
Объем диссертации. Диссертация состоит из введения, четырех глав, выводов, списка литературы из 100 наименований. Работа изложена на 132 страницах машинописного текста, содержит 9 рисунков, 15 таблиц.
Методы оценки надежности функционирования действующей сети нефтепроводов
Исходя из изложенной выше физической сущности правильно эксплуатируемого трубопровода, назначенного ресурса у него нет вообще, а продолжительность эксплуатации трубопровода определяется только потребностями экономики. Линейная часть магистрального трубопровода может и должна эксплуатироваться без снижения эффективности (производительности) до тех пор, пока существует потребность в транспортировании продукта в данном направлении в определенном объеме. Причем потребности экономики могут привести к перекачке продукта в обратном направлении или к изменению перекачиваемого продукта, но и при этом эксплуатация трубопровода продолжается. Существует понятие межремонтного ресурса трубопровода [25].
Особенность трубопровода как технического объекта заключается также и в том, что различные его конструктивные подсистемы в разной степени влияют на работоспособное состояние. Нарушение работоспособной линейной части трубопровода (переход в неработоспособное состояние) происходит только при потере герметичности, то есть при отказе труб или сварных соединений. Отказ этих конструктивных элементов является отказом самого трубопровода. Назовем их конструктивными подсистемами группы А.
Другие конструктивные подсистемы, а именно: изоляционное покрытие, устройства электрохимзащиты, траншея, грунтовая засыпка, балластирующие устройства (группа Б) влияют на работоспособность трубопровода только через элементы подсистемы группы А. Отказы элементов подсистемы группы Б являются для трубопровода повреждениями и переводят его из исправного в неисправное состояние, работоспособность трубопровода при этом сохраняется. В некоторых случаях повреждение может резко повысить уровень напряжения в металле труб и сварных соединений и привести их к отказу. Такой отказ является зависимым. В других случаях, например, при отказе устройств электрохимзащиты, немедленного отказа трубопровода не наступает. Если при этом повреждение не устраняется, то неисправное состояние трубопровода усугубляется и трубопровод переходит в предельное состояние, при котором дальнейшая эксплуатация трубопровода должна быть прекращена из-за отклонения заданных его параметров за установленные пределы, определяемые из условий безопасности или экономических соображений.
Примером предельного состояния трубопровода может служить значительная коррозия стенок труб и соответствующее повышение напряжений в оставшемся металле стенок. При анализе надежности конструктивных подсистем необходимо выделить их функции и определить количественные показатели выполнения функций.
Для труб и сварных соединений - это их герметичность, определяемая по отсутствию утечек. Разумеется, герметичность должна быть обеспечена достаточным уровнем прочности труб и сварных соединений.
Для изоляционного покрытия главной функцией является защита металла труб от контакта с внешней средой. Выполнение этой функции характеризует следующие параметры: тип изоляционного покрытия, его прочность, сплошность, толщина и адгезия. Но для конструктивной подсистемы в целом принято пользоваться комплексным показателем - переходным сопротивлением "труба-земля".
Функцией устройств электрохимической защиты является создание потенциала, обеспечивающего защиту металла трубопровода от почвенной коррозии. При проектировании устанавливаются зоны защиты катодными станциями. И если проект выполнен правильно, то показателем выполнения функции является выходная мощность на каждой из них [24].
Дно траншеи, как правило, является ложем трубопровода, и неровности дна служат источником напряжений в трубопроводе, не учтенных проектом. Поэтому главной функцией этой конструктивной подсистемы является обеспечение равномерного опирання трубопровода на дно траншеи, а показателем выполнения функции - отпор грунта под нижней образующей трубопровода. Кроме того, имеет значение ширина траншеи, создающая необходимый зазор между стенкой траншеи и трубопроводом, который позволяет грунту засыпки проникать в пазухи, а также глубина, позволяющая создать необходимое заглубление трубопровода.
Грунтовая засыпка несет функцию закрепления трубопровода и защиты его от механических повреждений. Показателем выполнения функций является масса грунтовой засыпки, определяемая через геометрические размеры и плотность. Функцией балластирующих устройств является закрепление трубопровода в заданном положении, показателем - усилие закрепления. Для железобетонных пригрузов оно определяется по их массе, для анкерных устройств - пробным выдергиванием анкеров. Разработанная система понятий является основой для построения теоретических схем расчета надежности линейной части магистральных трубопроводов.
Разработка методологии оценки технологического риска при эксплуатации магистральных нефтепроводов
При решении задачи количественной оценки функциональной надежности магистральных нефтепроводов помимо показателей конструктивной надежности, необходим учет резервов производственной мощности, то есть учет дефицитов сдачи (приема) нефти по исследуемому трубопроводу или трубопроводной сети[81]. Решение данной задачи целесообразно осуществлять на основе модели, которая дает возможность воссоздать процесс оперативного управления для регулирования аварийного дефицита. Для этой цели может быть принята следующая модель оперативного управления: (Си) х (w) — min / v (w) — max, (3.1) Ax(w) = W(w), (3.2) 0 x q(w), (3.3) W (w) - (-v(w), 0,... v(w)T, (3.4) где x - поток на дуге; q - пропускная способность дуги; Си - цена потока (весовой коэффициент); v=(w(u)) - вектор состояния объекта с номером; А - матрица индиденций узлы-дуги.
Содержание этой модели заключается в следующем. Поток в расчетной сети v(w)=xu(w)) должен обеспечивать максимум подачи нефти потребителям (v(w)—»max при минимальном значении критерия оптимальности (Cu)x(w)—»min. Такая модель соответствует требованиям, предъявляемым к решению типовой транспортной задачи поставки нефти, так как в них основным критерием является максимум подачи нефти потребителю, а критерий (Cu)x(w)- min играет вспомогательную роль, он позволяет решить вопросы, касающиеся адекватности самой модели. Для оценки функциональной надежности сети магистральных нефтепроводов целесообразно использовать модель надежности магистрального нефтепровода с емкостью, которая позволяет установить основные закономерности процесса функционирования магистральных нефтепроводов с этой точки зрения. В модели используются следующие ограничения и допущения: - время нестационарного состояния резервуарной емкости (процесса компенсации с ее помощью отклонений подачи от плановой в результате простоев) превышает длительность работы нефтепровода в одном режиме; - уровень заполнения резервуарной емкости является случайной величиной с постоянной плотностью вероятности, режимные возмущения в системе не коррелированны и не изменяют эту закономерность; - стационарная вероятность опорожнения (переполнения) резервуарных парков вследствие аварийных остановок насосных станций на порядок меньше, чем при авариях линейных участков.
Данные особенности позволяют отказаться от детального исследования процесса смены состояний при отказах оборудования и использовать упрощенные модели надежности.
Вводятся следующие предложения, правомочность которых доказана опытом предшествующих исследований надежности. В пределах рассматриваемой трубопроводной сети имеет место: - пуассоновский закон распределения времени восстановления элементов нефтепровода; - вероятность возникновения отказа в период восстановления пренебрежимо мала; - распределение уровня взлива в парке подчиняется закону равномерной плотности. Наконец, считается, что в процессе управления надежностью пропускные способности имеют приоритет перед резерву арными парками[81].
С учетом соответствующих допущений для исследования надежности сети вводится модель линейного участка с парком, объем нефти (или заполняемого пространства), в котором равен сумме соответствующих объемов, расположенных вниз (вверх) по потоку.
Если уровень нефти в парке у, то при возникновении аварии на линейном участке отказ в поставке нефти будет иметь место с вероятностью F(y), где F(y) интегральная функция распределения длительности аварий. Но так как уровень у реализуется с вероятностью — \ где В - емкость парка, то вероятность отказа В в поставке нефти определяется в виде
Модели обеспечения функциональной надежности сети магистральных нефтепроводов
Местоположение утечки система определяет по скорости падения давления и градиенту давления по трубе. В случае большой утечки фактически измеренные значения скорости падения давления в ближайших пунктах измерения сопоставляются с моделируемыми, с последующим расчетом местонахождения. Средние по масштабу утечки определяются по разности градиентов давления перед и за местом утечки. Точность локализации утечки зависит от надежности датчиков давления, качества моделирования и расстояния между датчиками давления и расхода. Малые утечки продукта обнаруживаются только методом материального баланса. Большие и средние утечки (более 5%) целесообразно идентифицировать по скорости изменения давления.
В настоящее время наличие утечки определяется по балансу расходов перекачиваемой среды на концах участка трубопровода, т.е. по разности количеств продукта, поступающего в участок трубопровода и выходящего из него за определенный период времени. Обнаружить малую утечку таким способом практически невозможно, так как для устранения влияния ошибок измерительной аппаратуры требуется продолжительное время, необходимое для расчетов, в течение которого будет меняться режим работы трубопровода. Таким образом, процесс перекачки будет нестационарным, что приведет к несоответствию показаний расходометров на концах участка трубопровода.
Система оперативного обнаружения утечек на трубопроводах должна отвечать следующим требованиям: -оперативно идентифицировать и определять масштаб и место утечки, т.е. максимально снижать время реакции на аварийную ситуацию. При этом система должна обеспечить достаточно широкий диапазон идентификации утечек по объему по всей протяженности трубопровода как в процессе перекачки, так и в остановленном режиме; - быть по возможности свободной от генерирования ложных сигналов; - иметь возможность функционировать в непрерывном режиме независимо от дефектов отдельных приборов, устройств или участков информационно -управляющей системы. При этом отклонения в работе или отказ системы обнаружения не должен нарушать функции информационно - управляющей системы; - быть способной осуществлять инструментальный контроль эксплуатационных параметров трубопровода, прохождения и местоположения партий продукта в режиме перекачки и остановки; - обладать возможностью независимого от информационно - управляющей системы сбора и отображения эксплуатационных параметров и аварийных сообщений оператору или диспетчеру для анализа технического состояния и принятия соответствующих управляющих решений как в нормальном, так и в аварийных режимах; - иметь аппаратную и программную совместимость с установленной информационно - управляющей системой.
Анализ существующих концепций и систем ликвидации аварий и их последствий на МН показал: наиболее полно разработаны лишь вопросы организации ТО и Р; техника и технология развивались исходя из двух диаметрально противоположных концепций, а именно, система ТО и Р без остановки перекачки и система ТО и Р с полным опорожнением от продукта, что привело к резкому возрастанию сроков создания и удорожанию техники и технологий (ТО и Р без остановки перекачки), увеличению простоев МН и загрязнений компонентов природных комплексов (ТО и Р с опорожнением продукта); отсутствие комплексной системы ликвидации аварий и их последствий на МН, основанной на концепции ТО и Р с остановкой перекачки, но без опорожнения от продукта, занимающей промежуточное положение между двумя упомянутыми выше концепциями. В этих условиях, одной из первоочередных задач трубопроводного транспорта является создание комплексной методики принятия управляющих, технических и конструкторско-технологических решений по локализации аварийных ситуаций и производству работ по ТО и Р МН без опорожнения от продукта, позволяющих в комплексе решить проблему ликвидации аварий и их последствий, в частности, проблему кардинального снижения выбросов нефти на рельеф, эффективного и оперативного сбора разлитой нефти.
Исходной базой при построении такой системы служат измеряемые на концах линейных участков трубопровода значения расходов и давлений продукта.
На первом этапе рассматривают нестационарность процесса перекачки путем правильного подбора периода интегрирования информации Н, учета запаздывания колебаний расхода продукта на концах участка и расчета изменения аккумулированного в участке продукта. Минимальная дисперсия сглаженной величины x(t) достигается при условии Н = 2па \ =Н\Ъ равна:
Ликвидация последствий аварий нефтепроводов и проведение ремонтно-восстановительных работ
Сопоставительный анализ существующих систем ликвидации аварий и их последствий на МН, основанных на принципиально отличающихся концепциях без остановки перекачки и с полным опорожнением от продукта показывает на несомненные преимущества концепции ТО и Р МН без остановки перекачки. В соответствии с этим, предлагается использовать технологический процесс ликвидации аварий и их последствий на МН с применением технологии ремонта трубопроводов без опорожнения от продукта. Предлагаемая технология включает следующие основные операции: - остановка перекачки нефти; - закрытие линейных задвижек по обе стороны от поврежденного участка; - локализация и изоляция разлива нефти; - вскрытие поврежденного участка и подготовка ремонтного котлована; - перекрытие трубопровода по обе стороны от поврежденного участка; - вырезка дефектного участка; - сборочно-монтажные и сварочные работы; - контроль качества сварных соединений; - подключение отремонтированного участка и ликвидация последствий аварий (сбор разлитой нефти, рекультивация).
Реализация данной технологии возможна лишь при наличии комплекса технических средств для оперативного и качественного осуществления всех операций и, в особенности, наиболее сложных и трудоемких - обеспечения пожаро- и взрывобезопасности работ; врезку в тело трубы, перекрытия сечения трубопровода, сборки под сварку кольцевых швов, локализации и сбора разлитой нефти. При этом технические средства, наряду с обеспечением ускоренного перекрытия трубопроводов, минимального выхода нефти, безопасного проведения работ и экологической безопасности, должны удовлетворять современным принципами конструирования, обеспечивающим надежность в эксплуатации, простоту конструкции и обслуживания, исключение ручного труда, малые габариты, массу и др.
На основании проведенных теоретических и экспериментальных исследований были обоснованы основные характеристики необходимого комплекса технических средств для оперативного и качественного осуществления всех операций технологического процесса ликвидации аварий и их последствий на МН с применением технологии ремонта трубопроводов без опорожнения от продукта и осуществлена комплектация соответствующих аварийно-восстановительных служб.
Предложенные в работе технические и конструкторско-технологические решения по ликвидации аварий и их последствий на МН отвечают основным принципам эксплуатационной и экологической безопасности систем нефтепроводного транспорта.
Каждому состоянию нефтепровода соответствует тот или иной уровень риска возникновения аварийной ситуации и результатов ее последствий [96]. Для принятия решений о степени опасности рассматриваемого участка и определения целесообразности проведения ремонтно-восстановительных работ должны быть обобщены материалы, определяющие проектные, строительные, эксплуатационные параметры трубопровода, данные диагностического обследования и их интерпретации, а также параметры возможного технико-экономического риска, характеризуемого совокупной оценкой ущерба, потерь и затрат, обусловленными проведением плановых и аварийно-восстановительных работ на трубопроводе, изменением производительности и объемов поставки продукта, а также техногенным воздействием на окружающую среду.
Основными определяющими факторами при решении вопроса о выводе нефтепровода в ремонт по данным диагностики являются: состояние трубопровода, объем ремонтных работ, конструктивно-технологические особенности объектов восстановления, затраты на восстановление, потери от простоя в период восстановления, сроки службы отремонтированных конструктивных элементов.
При разработке рекомендаций по планированию сроков вывода трубопроводов в ремонт были приняты следующие исходные положения.
Целесообразность вывода трубопровода в ремонт определяется основными критериями: - критериями, определяющими техническое состояние трубопровода; - критериями, определяющими параметры трубопровода; - критериями, определяющими условия эксплуатации; - критериями, определяющими последствия аварии трубопровода; - критериями, определяющими последствия вывода трубопровода в ремонт. Техническое состояние трубопровода может быть определено следующим образом: - предаварийное; - требующее ремонта; - работоспособное. Под предаварийным состоянием понимается такое техническое состояние трубопровода, при котором с вероятностью 0.9 в рамках горизонта текущего планирования (1-2 года) возможен отказ трубопровода.
Состояние, требующее ремонта, определяется как состояние, при котором работоспособность трубопровода с вероятностью 0.9 сохранится в пределах горизонта перспективного планирования (5 лет), но не превысит его.
Работоспособным состоянием трубопровода следует назвать такое состояние, при котором остаточный ресурс работоспособности трубопровода превысит 5 лет. Техническое состояние трубопровода характеризуется состоянием изоляционного покрытия и состоянием металла трубы.