Содержание к диссертации
Введение
1 Проблемы обеспечения безопасностной эксплуатации нефтегазового оборудованияи трубопроводов 8
1.1 Анализ опасности объектов нефтегазодобывающих предприятий 8
1.2 Общая методология анализа и оценки риска 22
1.3 Основные факторы снижения характеристик безопасной эксплуатации нефтегазового оборудования и трубопроводов 29
1.4. Система управления риском на опасных объектах нефтегазодобывающих предприятий 36
1.5 Нормирование показателя риска 40.
2 Оценка и анализ техногенного риска аварий на объектах исследования 47
2.1. Характеристика объекта исследования 47
2.2. Структура оценки и анализа рисков 57
2.3. Оценка вероятности реализации аварий на объекте исследования 66
3 Оценка экономической составляющей техногенного риска 87
3.1 Методология оценки последствий при реализации аварийных ситуаций 87
3.2 Оценка ущерба при реализации аварий на объекте исследования 92
4 Обеспечение безопастной эксплуатации нефтегазового оборудования и трубопроводов .. 94
4.1 Диагностика и оценка остаточного ресурса нефтегазового оборудования и трубопроводов 94
4.2 Сравнительный экономический анализ затрат на обеспечение безопасной эксплуатации нефтегазового оборудования и трубопроводов 97
4.3. Оптимизация безопасного расположения нефтегазового
оборудования и трубопроводов на основе «фокуса опасности» 104
Основные выводы 115
Список использованных источников
- Общая методология анализа и оценки риска
- Структура оценки и анализа рисков
- Оценка ущерба при реализации аварий на объекте исследования
- Сравнительный экономический анализ затрат на обеспечение безопасной эксплуатации нефтегазового оборудования и трубопроводов
Введение к работе
Актуальность проблемы
Проблема обеспечения безопасной эксплуатации нефтегазового оборудования и трубопроводов на опасных объектах (ОО) нефтегазодобы-вающих предприятий в настоящее время остается чрезвычайно острой и актуальной. При этом одним из важных направлений решения указанной проблемы является установление технического состояния нефтегазового оборудования и трубопроводов на основе применения современных методов неразрушающего контроля и оценки остаточного ресурса с регламентацией срока их безопасной эксплуатации.
В связи с этим разработка научно-методических основ оценки остаточного ресурса нефтегазового оборудования и трубопроводов, а также оценки риска их эксплуатации, гарантирующих безопасность, является чрезвычайно актуальной.
Современные объекты инфраструктуры и техносферы нефтегазодобывающей промышленности включают в себя опасные производ-ства, опасное нефтегазовое оборудование, трубопроводы, разветвленные системы коммуникаций. В связи с этим исследования поддержания и повышения уровня технического регулирования производственной сферы по критериям безопасности, надежности, эффективности и ресурса, призванные обеспечить приемлемый уровень защищенности объектов инфраструктуры и населения, становятся все более важной задачей науки, органов государственного управления и надзора, специалистов научных организаций и промышленных предприятий нефтегазовой отрасли.
Для достижения требуемого уровня безопасности и сокращения или устранения последствий аварий на предприятиях нефтегазодобычи необходим комплекс мероприятий, направленных на повышение надежности работы нефтегазового оборудования и трубопроводов, оснащение нефтегазовых производств системами противоаварийной защиты, совершенствование системы управления процессами и т.д.
Однако создание системы управления безопасностью ОО нефтегазо-добычи не представляется возможным без поддержки принятия решений на основе достоверной информации об уровне техногенного риска.
В настоящее время остается открытым вопрос о формировании универсальной модели, с помощью которой оказалось бы возможным комплексно оценивать и сравнивать риски для различных нефтегазодобывающих объектов с учетом совокупности воздействующих на обстановку объектов и связанных с ними опасных факторов. Кроме того, оценивание уровня техногенного риска осуществляется в условиях неопределенности, которая носит в том числе характер неизвестности, неполноты и недостоверности исходных данных.
В связи с этим особую актуальность приобретает разработка метода оценки опасности нефтегазового оборудования и трубопроводов на основе комплексного подхода и поддержки принимаемых управленческих решений.
Цель работы – обеспечение безопасной эксплуатации нефтегазового оборудования и трубопроводов на основе их ранжирования по показателям риска.
Для решения поставленной цели были сформулированы следующие основные задачи:
- выявление и анализ неопределенностей, возникающих при статистической оценке риска;
- обоснование использования показателей риска нефтегазового оборудования и трубопроводов для оценки опасности на объектах нефтегазодобывающей отрасли;
- исследование и разработка методов оценки текущего состояния объекта в существующих условиях эксплуатации;
- разработка методологии комплексного подхода к обеспечению безопасности объектов нефтегазодобывающих предприятий;
- разработка рекомендаций по обеспечению безопасности объектов нефтегазодобывающих предприятий.
Научная новизна
-
Предложен метод выявления наиболее опасных позиций нефтегазового оборудования и трубопроводов с учетом возможности возникновения и воздействия поражающих факторов взрыво-, пожаро- и токсической опасности при реализации различных сценариев аварий, а также их взаиморасположения.
2. Разработан метод оценки степени опасности эксплуатации нефтегазового оборудования и трубопроводов с целью оптимизации комплекса мероприятий, направленных на обеспечение промышленной безопасности, в частности, при оценке текущего состояния нефтегазового оборудования и трубопроводов и проведении неразрушающего контроля.
На защиту выносятся:
подход к оценке опасности нефтегазового оборудования и трубопроводов на основе построения полей распределения энергетического потенциала нефтегазового оборудования к «фокусу опасности» производства, который позволяет выразить опасность в числовой форме, удобной для дальнейшего анализа;
способ оптимизации безопасного расположения нефтегазового оборудования и трубопроводов на основе ранжирования в привязке к их месторасположению в пространстве по значению отношения энергопотенциала к расстоянию от «фокуса опасности» до аппарата (Ei/Ri).
Практическая ценность результатов работы
Для повышения безопасности эксплуатации нефтегазового оборудования и трубопроводов предложены мероприятия, направленные на снижение вероятности и тяжести реализации эффекта «домино», оптимизированные на основе полученного значения риска их эксплуатации.
Достоверность результатов исследований
Достоверность научных положений, выводов и рекомендаций обеспечивается использованием апробированных и теоретически обоснованных методов теории надежности и безопасности, анализа рисков, выявления и оценки степени значимости факторов, влияющих на промышленную безопасность. Установленные автором закономерности и аналитические зависимости адекватно отвечают экспериментальным данным других исследователей.
Апробация работы
Основные результаты исследований, представленные в работе, докладывались на:
- Международной научно-практической конференции «Промышлен-ная безопасность на взрывопожароопасных нефтегазовых объектах»
(г. Уфа, 2008 г.);
- Всероссийской научно-практической конференции «Уралэкология: природные ресурсы – 2009» (г. Уфа, 2009 г.);
- научно-практической конференции «Обеспечение промышленной безопасности на предприятиях нефтяной и газовой отрасли» (г. Уфа, 2009 г.).
Публикации
По материалам диссертации опубликовано 12 печатных работ, в том числе 2 статьи в изданиях, включенных в перечень ВАК РФ.
Структура и объем работы
Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, основных выводов, библиографического списка использованной литературы, включающего 103 наименования, и 1 приложения. Содержит 127 страниц машинописного текста, 32 рисунка, 21 таблицу.
Общая методология анализа и оценки риска
Основной причиной смертельного травмирования людей на объектах магистрального трубопроводного транспорта являются грубые нарушения требований промышленной безопасности руководством и персоналом компаний в процессе эксплуатации, технического обслуживания и ремонта трубопроводов и оборудования.
10.07.07 г. на 1,5 км газопровода-подключения Вынгапуровского газового промысла (ВГП) к магистральному газопроводу «Уренгой— Челябинск», крановый узел № 1В, Вынгапуровское линейное производственное управление магистральных газопроводов ООО «Сургутгазпром» ОАО «Газпром» (объект находится под надзором МТУ по Уральскому фе деральному округу, произошел групповой несчастный, случай со смертельным исходом.
В результате взрыва газовоздушной: смеси тяжелых углеводородов; поступивших из продувочной свечи крана № І-Bv и скопившихся- в окружающих низинах,, пострадали семь человек (5 СО; СМертеЛЬНЫМ ИСХОДОМ).
Основной причиной: группового несчастного случая: явились образование, воспламенение и взрыв газовоздушной смеси-, тяжелых углеводоро- . дов вtрайоне кранового узла № 1В «Газопровода-подключение BFJQ».
Групповому несчастному случаю; способствовало: : 1. Применение технологии; очистки полости газопровода; не обеспечивающей его полного освобождения от тяжелых углеводородов:, 2. Подача; ООО «Ноябрьский газоперерабатывающий комплекс» некондиционного газа с превышением содержания;тяжелыхуглеводородов; 3. Несоблюдение правил безопасности работниками;Вынгапуровского линейного производственного управления магистральных газопроводов при проведении газоопасных работ: инструктаж по безопасности был проведен, но его требования не соблюдались работниками в вопросах размещения? автомобилей на расстояниише менее 200 м и нахождения в опасной зоне лиц, не участвующих в работах-; - не был обеспечен, надлежащий контроль за работами опаснойзоне. 4і... Отсутствие на работниках спецодежды из термостойких материа лов во взрывоопасной зоне. 5. Отсутствие в.Вынгапуровском линейном производственном управлении: магистральных газопроводов приборов контроля загазованности по тяжелым углеводородам (пропан, бутан). 6. Отсутствие взаимодействия между организациями ООО «Сургут-газпром», ООО «СибурТюменьГаз», ООО «Ноябрьский газоперерабатывающий комплекс», ООО- «Ноябрьскгаздобыча», УТГ ПФ «Запсибтранс-газ», осуществляющих подготовку и транспорт газа в данном регионе; в во просах координации проведения профилактических № ремонтных работ, в вопросах обеспечения промышленнойиэкологическойбезопасности.
Анализ итогов работы за;: отчетный: период показывает, что основныг ми угрозами опасным производственным объектам магистрального і трубо проводного-транспорта являются: ,
1.: Интенсивное развитие: стресс-коррозионных процессов на» магисти ральных газопроводах большого диаметра. Недостаточная г защищённость газопроводов от коррозии, в-основном;. . , связана с потерей качества пленочного изоляционного: покрытия на газот проводах, построенных 15і и более,лет назад.
Если в период с 1991 по; 1996 гг. доля аварий по причине, коррозионного растрескивания в общем балансе аварийности по ОАО «Газпром» составляла около четверти; с 1998 по; 2003 годавариишб этой причине составили треть от общего количества; то в 2007 году они составили уже более-50%.
2. Значительный рост случаев несанкционированного подключения в нефте- и нефтепродуктопроводы с целью хищения транспортируемого продукта. Увеличение:. врезок отмечается, в Республике Дагестан; Чеченской Республіп е, на;территории Самарской; Нижегородской; Саратовской-областей, а также Ставропольского и Краснодарского краев: .
Аварийность из-за. брака; при-проведении строительно-монтажных работ обусловлена отсутствием эффективной системы: технического надзора за соблюдением; проектных решений в период интенсивного строительства объектов магистрального трубопроводного транспорта в 70—80-х годы прошлого века и недостаточной оснащенностью, строительных организаций специальным оборудованием.
Основной причиной смертельного травмирования людей на объектах магистрального трубопроводного транспорта являются» грубые нарушения» требований промышленной безопасности; руководством и персоналом ком- : паний в процессе эксплуатации, технического обслуживания и ремонта трубопроводов и нефтегазового оборудования.
Для обеспечения промышленной безопасности объектов магистрального трубопроводного транспорта ОАО «Газпром», ОАО «АК «Транснефть», ОАО «АК «Транснефтепродукт» разработаны, согласованы с Рос-технадзором и реализуются Комплексные программы диагностики, технического перевооружения, реконструкции и капитального ремонта объектов.
В качестве основных задач программ компании определили следующие: - приведение технического состояния объектов магистрального трубопроводного транспорта в полное соответствие с требованиями нормативных документов; - обеспечение снижения аварийности и отказов трубопроводов и оборудования, - повышение экологической безопасности; - поддержание проектных пропускных возможностей магистральных трубопроводов за счет выполнения комплексов ремонтно-восстановительных работ. В настоящее время в системе магистрального трубопроводного транспорта эксплуатируется 7290 поднадзорных Ростехнадзору объектов. Наиболее характерными нарушениями требований промышленной безопасности на поднадзорных объектах являются: - нарушение охранных зон и зон минимально допустимых расстояний до объектов магистрального трубопроводного транспорта; - размывы и оголения участков трубопроводов небольшой протяженности паводковыми водами; - наличие участков магистральных трубопроводов с непроектной глубиной залегания трубы; - допуск к самостоятельной работе персонала без достаточной профессиональной подготовки;
Структура оценки и анализа рисков
По данным исследований до 35 % опасных ситуаций возникает при наливе содержимого в автоцистерны на нефтебазе, нефтегазохранилище. Чуть меньше, до 25 % аварийных ситуаций может возникать непосредственно при транспортировке нефтепродуктов. При сливе нефтепродукта на АЗС или нефтебазе риск опасной ситуации таюке составляет до 25 %. До 10 % опасных ситуаций фиксируется при движении пустых автоцистерн. При обслуживании автоцистерн аварийные ситуации могут возникнуть до 5 % случаев.
Соответственно все требования безопасности направлены на снижение риска возникновения аварий и катастроф при эксплуатации нефтебаз и нефтехранилищ для исключения поражений и травм персонала, для поддержания работоспособности и эффективности применения, исключения или сведения до допустимых пределов вредных воздействий на окружающую природную среду. Все вышеперечисленные требования должны приниматься в качестве исходных при оценке безопасности эксплуатации нефтебаз и нефтехранилищ.
В зависимости от природы действия опасных и вредных факторов основными требованиями безопасности, применительно к автоцистернам, целесообразно будет рассмотреть следующие основные виды безопасности: функциональная безопасность; взрывобезопасность; пожаробезопасность; токсическая безопасность; механическая безопасность; электробезопасность. Дополнительно, в зависимости от комплектации составными частями, КИМП и ЗИП, в ТЗ на перспективные образцы могут быть включены требования по следующим видам безопасности: электромагнитная безопасность; радиационная безопасность; биологическая безопасность; тепловая безопасность. Внедрение систем управления промышленной безопасностью и риск-менеджмента («управления риском») для предприятий нефтепродук тообеспечения предполагает использование количественных методов, оцен ки риска, позволяющих рассчитывать возможности и последствия реализа ции различных опасностей, связанных с эксплуатацией опасных произвол,- .. ственных объектов этого профиля.
В настоящее время/в соответствии с Федеральным законом 0 про- ,; ;. мышленной- безопасности; опасных производственных1, объектов» и норма- , тивами Ростехнадзора; России оценка риска аварий проводится при разра-f- ., : ; ботке деклараций промышленной безопасности; (ДПБ): Одной из проблем / декларирования: является несовершенство методик оценки риска; часто не учитывающих специфику опасных объектов? (ОО) нефтегазодобычи.
В качестве объекта исследования выбрана нефтебаза, нефтехранилище (участок слива-налива), предназначенная для приема, хранения и отпуска светлых и темных нефтепродуктов: бензина марок Нормаль-80 (ЕВІ-ро), Регуляр-92(Евро), Премиум - 95(Евро), дизельного топлива, масел (марок И-20, нигрол, Ml0F2, М8Ву).
1. Насосная для приема: светлых и темных нефтепродуктов нефтепродуктов, с насосными агрегатами в количестве 5 шт: - насосы GH № 2 (КМН 125-100-160), GH №1 ((АСВН-80) - для слива бензина; . 49 . - насосы СН № 5 (КМН 125-100-160), СН № З (АСВН-80) - для слива дизельного топлива; - насос СП № 4 (ЭНП 100/63) - используемый для внутриобъектовьгх перекачек, а также при невозможности слива нефтепродукта через УСН; 2. Ж/д путь для приема светлых и темных нефтепродуктов 3. Ж/д эстакада для приема светлых и темных нефтепродуктов; 4. Эстакада налива светлых нефтепродуктов в автоцистерны; 5. Площадка слива-налива некондиционных нефтепродуктов (отработанного масла) из автоцистерн с узлом слива нефтепродуктов с насосами; 6. Насосы для перекачки масел из подземных резервуаров в РГС; 7. Эстакада отпуска темных нефтепродуктов для отпуска масел; 8. Резервуар для аварийного сбора темных нефтепродуктов V = 25 м3; 9. Резервуар для аварийного сбора светлых нефтепродуктов V = 25 м3; 10. Пожарные водоемы общим объемом 600 м — 3 шт; 11. Операторная; 12. Тарный склад для приема и хранения фасованных нефтепродуктов.
Слив нефтепродуктов из ж/д цистерн производится на ж/д эстакаде при помощи УСН-75 (установок нижнего слива). Затем осуществляется перекачка нефтепродуктов в резервуары резервуарного парка насосами через коллектора. При последующем отпуске нефтепродуктов в автоцистерны подача нефтепродуктов к раздаточным устройствам осуществляется самотеком.
При приеме темных нефтепродуктов (масел марок И-20, нигрол, М10Г2, М8Ву) из ж/д цистерн слив производится самотечным способом в промежуточные подземные резервуары. При самотечном сливе масел обеспечивается одновременная откачка нефтепродукта из них в наземные резервуары. Отпуск масел в автоцистерны и тару осуществляется также самотеком, при этом открывается расходная задвижка непосредственно у резервуара. За технологический блок принимается аппарат или группа (с минимальным числом) аппаратов, которые в заданное время могут быть отключены (изолированы) от технологической системы (выведены из технологической схемы) без опасных изменений режима, приводящих к развитию аварии в смежной аппаратуре или системе (ПБ 09-540-03). Перечень технологических блоков, в которых обращаются взрывопожароопасные вещества, представлен в таблице 2.1.
Для рассматриваемой нефтебазы основными факторами риска аварий являются: — большое количество резервуаров хранения; — межплощадочная перекачка нефтепродуктов по наземному трубопроводу длиной 1,5 км; — использование эстакад налива, раздаточных, где происходит контакт н/п с атмосферным воздухом; — нерегулярный отпуск н/п различными способами (автоцистерны, танкеры, бочкотара); — низкий уровень автоматизации: запорная арматура выполнена в ручном исполнении.
Оценка ущерба при реализации аварий на объекте исследования
По описанной выше схеме была проведена оценка и анализ риска аварий на нефтебазе ,нефтехранилище ( участок слива-налива).
Расчеты вероятных зон действия поражающих факторов были проведены с использованием «Методика оценки последствий аварийных взрывов топ-ливно-воздушных смесей» (РД 03-418-01); ГОСТ 12.3.047-98 ССБТ «Пожарная безопасность технологических процессов. Общие требования. Методы контроля».
Отечественная.,нормативная база не располагает методическим» руководством, позволяющим учитывать особенности рассеяния аварийных выбросов парогазовых облаков тяжелее воздуха. Поэтому в расчетах было использовано Руководство по оценке индустриальных опасностей (Techniques for Assessing Industrial Hazards: a Manual. World Bank Tech. Paper No. 55, The World Bank Group, 1988).
Руководство позволяет определить количество паров н/п, участвующих в создании поражающих факторов, и размеры облака топливовоздушной смеси при его рассеянии до нижнего концентрационного предела воспламенения. Рассматриваемая модель рассеяния описывает нестационарное, турбулентное течение неоднородного потока атмосферного воздуха, переносящего вещество (примесь), в том числе и отличное по плотности от окружающего воздуха из-за разности молекулярных масс и/или наличия аэрозоля и/или охлаждения. Эта модель учитывает такие характерные особенности, которыми обладает распространение тяжелых газов, как наличие отрицательной силы плавучести и подавление турбулентного обмена в облаке газа. Оба эти фактора ослабляют рассеяние вещества в вертикальном направлении, в то время,как в горизонтальном направлении, наоборот, наблюдается дополнительное растекание вещества.
Вероятные зоны поражения и разрушения при максимальной гипотетической аварии не выходят за границы 500-метровой санитарно-защитной зоны (СЗЗ) объекта, поэтому гибель населения близлежащих населенных пунктов при авариях на нефтебазе крайне маловероятна. Количество пострадавших из числа персонала при наиболее опасных сценариях аварии может достигать 10 человек. При наиболее вероятных сценариях аварии количество пострадавших не превысит 1—2 чел.
На исследуемом производстве слива-налива за годы эксплуатации не было допущено ни одной аварии с полным разрушением нефтегазового оборудования и трубопроводов, ни одного смертельного случая в результате аварии, и статистические данные участку слива-налива, необходимые для расчета вероятностных параметров, отсутствуют. Перечень аварий, имевших место на других аналогичных объектах или аварий, связанных с обращающимися опасными веществами приведен в Приложении А.
Проанализировано 29 аварий и неполадок, произошедших на аналогичных объектах или с аналогичными веществами.
Анализ основных причин произошедших аварий позволил выделить следующие взаимосвязанные группы причин, характеризующиеся: - физическим износом трубопроводов - 10 % от всех причин; - неблагоприятным влиянием окружающей среды - 10 %; - некачественное проведение ремонтных работ -10%; - несанкционированные действия - 10 %; - ошибки производственного персонала и водителей автотранспортных средств - 60 %. Для проведения анализа основных причин произошедших аварий недостаточно статистических данных. Характеристики и условия обращения опасных веществ на объекте и анализ аварий, связанных с обращающимися опасными веществами, показывают, что нефтебаза является пожароопасным объектом. Основными факторами, определяющими опасность объекта на нефтегазодобывающих предприятиях, являются: 1) прием и хранение в большом количестве пожаровзрывоопасных веществ; 2) налив опасных веществ.
Опыт эксплуатации аналогичных объектов свидетельствует о том, что отказ нефтегазового оборудования и трубопроводов и противоаварийной защиты, прекращение или перебой в подаче энергоресурсов, ошибочные действия персонала, ошибки монтажа нефтегазового оборудования и трубопроводов и систем, внешние воздействия природного и техногенного характера могут привести к аварийным событиям с истечение (выбросом) различных объемов пожароопасных продуктов. В результате при истечении пожароопасных нефтепродуктов происходит разлив вышедшего продукта и создается опасность пожара разлитого нефтепродукта от источников воспламенения.
Принимая во внимание надежность нефтегазового оборудования и трубопроводов и другие данные, можно оценить вероятную частоту возникновения аварии. Оценка частоты аварий различного масштаба может быть сделана из опыта эксплуатации, поэтому в работе целесообразно было бы использовать данные, относящиеся непосредственно к рассматриваемому производству, а не среднестатистические. Но статистических данных об авариях в производстве нет. Поэтому при построении «дерева отказов» (рисунки 2.7...2.14) использовались данные для ближайших аналогов.
Сравнительный экономический анализ затрат на обеспечение безопасной эксплуатации нефтегазового оборудования и трубопроводов
Нефтегазовое" оборудование, работающее под давлением, представ- ляет собой сосуды аппаратами трубопроводы. ВІних осуществляются процессы массообмена (перегонка, ректификация экстракция адсорбция,,десорбция, . синтез); тепловые процессы (нагревание, охлаждение, выпаривание;, конденсация). Типичным: представителем, оборудования нефтегазового производства.являются цилиндрические сосуды, состоящие из,нескольких вальцованных, обечаек с днищами сферической-; ил и эллиптической формы, люками и штуцерами. Из них вертикальные аппараты по массе, составляют 60:..70 % от всей аппаратуры:
В І соответствии с требованиями Федерального- закона, № Ы6-ФЗ « промышленной безопасности опасных объектов» нефтегазовое оборудование относится к техническим устройствам,, определяющим4 опасность: производственных объектов: Установлены! 5 категорийшли признаков .опасности. Из.них присутствуют одновременно несколько признаковюпаснбсти, в, частности, рабочая?череда подразделяется» по факторам пожаро- и. взрыво-опасности, токсичности и т.д. Параметры эксплуатации такого нефтегазового оборудования и трубопроводов (рабочие температура, давление, рабочая среда и т.д.) охватывают очень широкие интервалы. По степени воздействия на материал они таюке весьма/различны. Им присуще разнообразие по конструктивным оформлениям и по применяемым технологическим методам формоизменяющих операций при изготовлении. К числу отличительных. признаков нефтегазовых производств следует отнести широкое применение в технологических процессах повышенных или криогенных температур; высоких давлений или вакуума; сложных режимов нагружения нефтегазо вого оборудования, включающих различные виды и сочетания механических, тепловых и коррозионных воздействий. При этом необходимо учитывать их крупногабаритность, большую протяженность сварных швов, наиболее заселенных дефектами, и большие поверхности контакта с рабочей» средой,- которая может проявлять коррозионную и эрозионную активность. Существующими нормативно-техническими документами регламентировано проведение экспертизы промышленной безопасности длительно проработавшего нефтегазового оборудования, основываясь на результатах комплексного технического диагностирования. Методы прогнозирования работоспособности сварных сосудов при этом должны базироваться на таких критериях, которые бы учитывали временные процессы накопления повреждений в металле.
Основные этапы работ технического диагностирования (ТД) длительно проработавшего нефтегазового оборудования и трубопроводов включают: - контроль и оценку технического состояния нефтегазового оборудования и трубопроводов проведением экспертного обследования, т.е. проверку соответствия параметров качества нефтегазового оборудования и трубопроводов требованиям нормативно-технической документации- по обеспечению промышленной безопасности; - поиск мест и анализ механизмов повреждений, определение причин возможных отказов вследствие их развития; - прогнозирование технического состояния, т.е. определение технического состояния объекта обследования (ресурса) на предстоящий интервал времени эксплуатации.
Проведение первого, наиболее важного, этапа диагностических работ предполагает получение достоверной информации о фактическом состоянии конструктивных элементов нефтегазового оборудования и трубопроводов: степени износа и дефектности, соответствия свойств материала и геометрических размеров элементов установленным нормам и др. Одним из наиболее важных аспектов решения проблемы. обеспече ния промышленной/ безопасности- нефтегазовых производств является дальнейшее: совершенствование методологии оценки ресурса нефтегазово го оборудованиями трубопроводов Здесь имеются двагподхода к решению этого вопроса. Первый под- ход — это продление:ресурса с вероятностью сохранения,работоспособного». состояния .нефтегазовогооборудования и трубопроводов: на- заданный? ин тервал : времени; до; следующего .ТД в пределах которого; обеспечивается.: ; безопасность эксплуатации! (ресурс безопасной, эксплуатации). Ири втором подходе: ь\ результате; расчётов.устанавливаетсяі индивидуальный остаточ ный ресурс оборудованиями трубопроводов,.когда с определенной; вероят ностью - прогнозируется продолжительность эксплуатации, в течение кото рой сохранится» работоспособное состояние, то,есть.исключается переход;в предельное, состояние при установленных режимах и условиях эксплуата-; ции: Научившись определять критерии предельного состояния наиболее нагруженных конструктивных элементов;;(обечаек; днищ; переходов, отво дов; люков патрубков, штуцеров и! т.п.). можно было бы; наиболее досто верно- определять, остаточный ресурс длительно проработавших опасных; объектов нефтегазодобычи по:-результатам ТД; При этомг весьма важно на сколько адекватно полученные результаты, диагностирования отражают реальное техническое; состояние нефтегазового оборудования и;трубопро водов; .
Поддерживать работоспособное і состояние таких потенциально-опасных видов нефтегазового оборудования и трубопроводов не представляется возможным без решения проблем диагностики современными достоверными методами и оценки остаточного ресурса.. В процессе длительной эксплуатации в металле конструктивных элементов нефтегазового оборудования и трубопроводов происходит постепенное накопление необратимых повреждении в: местах концентраций деформаций и напря жений, и по истечении определенного срока эксплуатации возможны их преждевременные разрушения.
Вследствие сложных условий работы металла нефтегазового оборудования и трубопроводов нефтегазовой отрасли оценка их технического состояния должна предусматриваться по комплексу диагностических параметров неразрушающими и разрушающими методами контроля. Цель неразрушающйх методов контроля сводится к обнаружению дефектов, и при прогнозировании ресурса дальнейшей безопасной эксплуатации необходимо опираться на данные о реальной дефектности конструктивных элементов и данные о реальных механических характеристиках металла диагностируемого оборудования и трубопроводов. Однако во всех применяемых методах неразрушающего контроля при дефектоскопии практически не определяют реальные виды дефектов и размеры достоверно не измеряют. Ни один из методов не дает полную информацию о степени опасности обнаруженного дефекта за исключением метода акустико-эмиссионного контроля (АЭК).
