Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА 1. Управление техногенными рисками на объектах трубопроводного транспорта нефтепродуктов . 9
1.1. Законодательное регулирование в области управления техногенными рисками. 9
1.2. Управление техногенными рисками на объектах трубопроводного транспорта нефтепродуктов . 16
1.3. Мониторинг состояния объектов трубопроводного транспорта. 24
1.4. Способы локализации аварийных разливов нефтепродуктов в природные водоемы и ликвидации их последствий. 29
1.5. Оценка эффективности методов и средств управления
техногенными рисками. 42
1.6. Выводы по главе. 46
ГЛАВА 2. Анализ опасности и риска объектов трубопроводного транспорта нефтепродуктов . 47
2.1. Нефтепродуктопровод как источник техногенного риска. 47
2.2. Идентификация техногенных рисков, присущих нефтепродуктопроводам . 57
2.3. Прогнозирование последствий аварий на нефтепродуктопроводах. 59
2.4. Прогнозирование вероятности аварий на нефтепродуктопроводах. 62
2.5. Выводы по главе. 64
ГЛАВА 3. Разработка концепции и алгоритма управления тех ногенными рисками нефтепродуктопроводов . 65
3.1. Количественный критерий эффективности мероприятий, повышающих экологическую безопасность нефтегазопромысловых объектов. 65
3.2. Методика и алгоритм оценки мероприятий по управлению техногенными рисками. 72
3.3. Пример оценки эффективности мероприятий по управлению техногенными рисками . 82
3.4. Особенности оценки эффективности проведения диагностики оборудования экологически опасных объектов нефтегазовых промыслов. 85
3.5. Выводы по главе. 90
ГЛАВА 4. Совершенствование системы управления рисками на нефтепродуктопроводах оренбургского ГХК . 91
4.1.Общая характеристика системы управления рисками на нефтепродуктопроводах Оренбургского ГХК. 91
4.2. Совершенствование системы защиты трубопроводов от почвенной коррозии. 93
4.3. Повышение эффективности испытаний ингибиторов коррозии. 97
4.4. Повышение эффективности диагностических и ремонтных работ на нефтепродуктопроводах . 103
4.5. Организационные решения, направленные на повышение эффективности системы аварийного реагирования. 111
4.6. Способы ликвидации последствий аварий на продуктопроводах. 112
4.6.1. Способ очистки почвогрунтов от локальных загрязнений
нефтепродуктами. 112
4.6.2. Способ очистки природных водоемов от загрязнения сероводородом природными сорбентами. 122
4.6.3. Комплекс мероприятий по ликвидации последствий аварии, связанной с несанкционированной врезкой в конденсатопровод. 128
4.7. Выводы по главе. 135
5. Выводы 137
Список использованных источников.
- Управление техногенными рисками на объектах трубопроводного транспорта нефтепродуктов
- Идентификация техногенных рисков, присущих нефтепродуктопроводам
- Пример оценки эффективности мероприятий по управлению техногенными рисками
- Повышение эффективности диагностических и ремонтных работ на нефтепродуктопроводах
Введение к работе
Удовлетворение нарастающих потребностей общества в энергетических и химических ресурсах неразрывно связано с вовлечением в разработку новых месторождений природных углеводородов и внедрением высокоэффективных технологий, отличающихся увеличением концентрации и единичных мощностей технологического оборудования. В этих условиях промышленная и экологическая безопасность является одним из важнейших факторов, определяющих экономическую устойчивость топлив-но - энергетического производства.
Результаты анализа динамики техногенных рисков в нефтяной и газовой промышленности показывают, что только за последние десять лет экономический ущерб от них возрос более чем в 2 раза. Согласно опубликованным данным МЧС России, ежегодно на объектах нефтяной и газовой промышленности происходит около 20 тысяч аварий, связанных с опасным загрязнением воздуха, природных водоемов и территорий.
Вовлечение в разработку нефтяных и газовых месторождений с высоким содержанием сероводорода и других вредных веществ существенно повышает уровень техногенных рисков, связанных с выбросами пластовых флюидов в окружающую среду. Высокая токсичность сероводорода, усугубляемая биологической суммацией его вредного воздействия на человека и окружающую природную среду с другими токсикантами, а также пожаровзрывоопасность сероводородсодержащего природного сырья, определяют повышенную опасность технологических процессов освоения сероводородсодержащих нефтяных и газовых месторождений для персонала, населения и окружающей природной среды. По оценкам компетентных экспертных организаций США, совокупный ущерб от крупной аварии на сероводородсодержащих месторождениях нефти и газа может превысить 50 млн. долл. США.
К одним из наиболее высоких в отрасли относится уровень техногенного риска объектов трубопроводного транспорта. Это обусловлено несколькими существенными причинами - отсутствием на старых объектах современных средств предупреждения аварий и контроля за технологическими параметрами, возрастающее количество
5 несанкционированных вмешательств в работу объектов трубопроводного транспорта. Большая часть трубопроводов имеет значительный срок эксплуатации - 25 лет и более, что сказывается на уровне аварийности, который по данным последних лет не имеет устойчивой тенденции к снижению. Удельная интенсивность аварий составляет 0,26 случаев в год на 1000км, и это только для категорированных аварий.
Аварии на нефтепродуктопроводах характеризуются высокими значениями ущерба и потерь от аварийных ситуаций, что связано как с вероятным поражением персонала и населения, так и значительным и, как правило, долговременным негативным воздействием на компоненты окружающей природной среды, средняя масса потерь при аварии на нефтепродуктопроводах - 370 т. Средняя величина выплат, компенсирующих ущерб от попадания нефтепродуктов в водоемы, достигает 100 млн.рублей, а при наличии в углеводородном сырье до 1% сероводорода размеры компенсаций могут превысить 1 млрд.рублей.
В этих условиях обеспечение безопасности промышленного персонала, населения и защита окружающей природной среды требуют эффективного управления техногенными рисками, основанного на системном анализе причин и условий формирования чрезвычайных ситуаций, достоверном прогнозировании их развития и последствий, а также включающего адекватные организационные и технические мероприятия.
К основным условиям практической эффективности систем управления техногенными рисками относят выбор рациональных управленческих решений в области промышленной безопасности, обеспечивающий их нормативную достаточность и максимальную эффективность ресурсных вложений на основе адекватной идентификации и количественных критериев техногенных рисков.
Столь же важной проблемой является недостаточность приемлемые для производства технические и организационные решения, обеспечивающие защиту природных водоемов от загрязнения сероводородсодержащими продуктами при авариях на объектах трубопроводного транспорта нефти и газа.
К настоящему времени достижения российской научной школы позволили создать системную научно-методическую и нормативно-техническую базу, в целом обеспечивающую общественно приемлемый уровень промышленной и экологической
безопасности в нефтяной и газовой промышленности. Развитие проблематики эффективного управления рисками на объектах топливно энергетического комплекса, отличающегося повышенной химической опасностью в нашей стране связано с именами таких ученых как, В. А. Легасов, А.Н. Елохин, В.М. Поляков, А.В. Измалков, П.В. Куцын, Г.А.. Одишария, Б.Е. Прусенко, А.И. Попов, О.Н. Русак, B.C. Сафонов, В.Д. Щугорев и др.
Однако специфические опасности, обусловленные наличием сероводорода и других вредных и коррозионно агрессивных веществ в пластовых флюидах, требуют дальнейших исследований в этой области, направленных, прежде всего, на повышение эффективности методов и средств управления техногенными рисками.
Исходя из вышеизложенного, целью настоящей работы является повышение уровня промышленной и экологической безопасности при проектировании и эксплуатации нефтепродуктопроводов путем создания методологии и алгоритма выбора рациональных методов и средств управления техногенными рисками на нефтепродук-топроводах, обеспечивающих эффективную защиту персонала, населения и окружающей природной среды.
Для достижения поставленной цели в работе сформулированы и решены следующие основные задачи:
научное обоснование и практическая апробация концепции повышения эффективности управления техногенными рисками при проектировании и эксплуатации нефтепродуктопроводов, включая риски, связанные с аварийными выбросами серово-дородсодержащих нефтепродуктов и технологических сред в атмосферу, природные водоемы и на почвогрунты;
совершенствование методических и программно-технических средств оценки вероятности возникновения и прогнозирования развития и последствий возможных чрезвычайных ситуаций на нефтепродуктопроводах;
обоснование эффективных технических, технологических, организационных и экономических решений для и снижения техногенных рисков при проектировании, строительстве и эксплуатации нефтепродуктопроводов;
апробация и внедрение эффективных методов и средств аварийного реагирова-
7 ния, направленных на обеспечение безопасности персонала и населения, снижение уровня загрязнения атмосферы, защиту природных водоемов и почвогрунтов при аварийных выбросах, связанных с разгерметизацией нефтепродуктопроводов.
При решении поставленных задач в работе использованы методы математического моделирования для оценки уровня техногенных рисков и выявления значимых факторов их формирования, методы модельных и прямых инструментальных исследований для оценки физико-химических параметров опасных производственных факторов, а также экономические методы оценки эффективности мероприятий в области промышленной и экологической безопасности.
Выполненные теоретические исследования и практические результаты работы реализованы в виде:
научно-методических основ системы управления техногенными рисками на объектах трубопроводного транспорта нефтепродуктов, разработанных и апробированных при проектировании и эксплуатации нефтепродуктопроводов Оренбургского ГКМ;
обоснованных принципов, методов и технических средств предотвращения и оперативной ликвидации чрезвычайных ситуаций, связанных с загрязнением природных водоемов и почвогрунтов сероводородом и другими вредными веществами при авариях на нефтепродуктопроводах;
пакета аварийных технологий, обеспечивающих защиту персонала, населения и сокращение ущербов окружающей природной среде при техногенных чрезвычайных ситуациях, связанных с выбросами сероводорода и других вредных веществ при разгерметизации нефтепродуктопроводов;
Предложенные и обоснованные в работе теоретические положения, программно-технические средства, аварийные технологии и рекомендации могут быть использованы для эффективной защиты персонала, населения и окружающей природной среды от чрезвычайных ситуаций на предприятиях различных отраслей промышленности, связанных с эксплуатацией нефтепродуктопроводов.
Научные положения и практические результаты работы неоднократно доложены, обсуждены, одобрены и рекомендованы к использованию на международных и рос-
8 сийских научно- технических конференциях и симпозиумах.
Основные научно- методические, технические и технологические решения в части прогнозирования последствий, предотвращения и ликвидации чрезвычайных ситуаций на нефтепродуктопроводах, а также защиты населения и территорий от их последствий, реализованы на Оренбургском, Астраханском и других месторождениях нефти и газа.
Управление техногенными рисками на объектах трубопроводного транспорта нефтепродуктов
В основных положениях Экономической стратегии страны на период до 2020г. вопросам энергетической безопасности уделено особое внимание [40]. Важную роль в топливно-энергетической безопасности страны играет трубопроводный транспорт жидких и газообразных углеводородов, без которых немыслимо жизнеобеспечение населения и нормальное функционирование хозяйственного комплекса.
Трубопроводный транспорт углеводородов России - сложная техническая система с мощным энергетическим потенциалом. В нее входят установки подготовки газа, нефти к дальнему транспорту, промысловые, магистральные и распределительные трубопроводы, компрессорные и на сосные станции, резервуарные парки, подземные хранилища, морские терминалы. Общая протяженность магистральных, промысловых и распределительных трубопроводов составляет более 1 млн. км [41,42].
Объекты трубопроводного транспорта жидких и газообразных углеводородов относятся к пожаровзрывоопасным, так как транспортируемые продукты при определенных условиях приобретают способность к возгоранию или взрыву, загрязнению окружающей среды, а при авариях и отказах представляют большую угрозу населению, инженерным сооружениям и природным массивам.
Поэтому к трубопроводам и хранилищам предъявляются высокие требования по обеспечению надежности и безопасности их функционирования.
Протяженность трубопроводов различного назначения на нефтяных и газоконденсатных промыслах составляет около 400 тыс. км. Наибольшую опасность для обслуживающего персонала, жителей близлежащих поселений, природных комплексов представляют трубопроводы и сооружения на промыслах, где добывается газ с высоким содержанием сероводорода.
На газоконденсатных промыслах аварийность трубопроводов на порядок ниже, чем на нефтяных. Ежегодно на газопромысловых трубопроводах уровень аварийности остается, начиная с 1994 г. неизменным. В настоящее время отсутствует систематизированная и регламентированная система сбора и анализа информации по отказам на промысловых трубопроводах [41]. Усредненные данные о распределении причин аварий и случаев разгерметизации внутрипромысловых трубопроводов следующие [43]: коррозия стала причиной аварий и разгерметизации в 70-90 % случаев, в 16 % случаев причина - брак строительно-монтажных работ, и до 4 % приходится на механические повреждения.
Приведенные данные определяют следующие основные задачи, решение которых позволит обеспечить надежную и безопасную эксплуатацию промысловых трубопроводных: - снижение или предотвращение коррозии нефтепромыслового оборудования и трубопроводов различного назначения; - повышение эффективности организационно-технических мероприятий (диагностика, мониторинг, ремонт и др.).
Многолетняя практика эксплуатации промысловых трубопроводов позволила сформулировать и нормативно закрепить обязательные требования, в значительной мере облегчающие решение сформулированных выше задач.
В настоящее время проблема коррозии промысловых трубопроводов решается путем применения: - коррозионно-стойких сталей для промысловых трубопроводов; - внутренних противокоррозионных покрытий; - ингибиторной защиты трубопроводов; - полимерных труб; - стеклопластиковых труб.
При транспортировке сероводородсодержащих углеводородов с примесями содержащей хлориды пластовой минерализованной и конденсационной воды основными видами коррозионных разрушений стального оборудования и труб являются электрохимическая коррозия, а также сероводородное и водородное растрескивание.
К трубам в сероводородостойком исполнении ужесточаются требования по ограничению значений твердости (как правило, менее 22HRC), содержанию вредных примесей (сера, фосфор и др.), значения углеродного эквивалента (как правило, не более 0,38%), загрязненности неметаллическими включениями.
Идентификация техногенных рисков, присущих нефтепродуктопроводам
Для прогнозирования последствий аварий на опасных производственных объектах необходимы модели появления и развития опасностей и их воздействие на людей, здания, сооружения, оборудование и окружающую среду, понимание их сущности и сущности возникающих поражающих факторов, так как необходимо оценить физические эффекты нежелательных событий (пожары, взрывы, токсические выбросы) используя критерии, количественно характеризующие степень поражения объектов воздействия [ 4 ].
Последовательность развития аварии (набор событий), ведущую к наступлению негативных последствий, а также частоту их возникновения можно определить с помощью графо-аналитического метода - "дерево событий", как последовательность физических явлений, происходящих одно за другим в результате возникновения опасного (инициирующего) события. Методология дерева событий дает возможность [ 4 ]: описать сценарии развития аварии с различными последствиями от любого исходного события; определить взаимосвязь отказов систем с последствиями аварий; определить все возможные варианты негативных последствий от данного опасного события, с учетом физико-химических свойств опасных веществ и технологических особенностей объекта; определить частоту наступления негативных последствий и использовать полученные количественные оценки для расчета математического ожидания ущерба.
При всем многообразии возможных сценариев набор поражающих факторов ограничен. Это дает возможность описывать физические воздействия, приводящие к нанесению ущерба людям и окружающей среде, конечным числом параметров. Зоны физического воздействия наиболее опасных событий на персонал, оборудование и окружающую среду для выбросов углеводородных продуктов обычно выражаются через расстояния от места аварии до границ воздействия. Последствия аварий могут быть различными в зависимости от количества выброшенного продукта, скорости и продолжительности выброса, а также от того, произошло загорание или нет. На тяжесть последствий опасного события также влияют стабильность атмосферы, скорость и направление ветра.
Для расчета уровня возможного ущерба от конкретных сценариев развития аварии необходимо определить зоны действия следующих поражающих факторов: - токсическое поражение при выбросе углеводородов, содержащих токсические вещества (сероводород); - поражение ударной волной при взрыве топливно-воздушной смеси; - поражение открытым пламенем (термическое поражение) и тепловое излучение продуктов горения при пожаре и взрыве.
При разливах нефти и нефтепродуктов воздействие на окружающую среду определяется объемами и площадью загрязнения грунта, атмосферы и водных объектов, а также поражением объектов фауны и флоры [ 7-12 ].
Расчет зон токсического поражения может быть произведен по Методике оценки последствий химических аварий (Методика "Токси-2.2"). Размеры зон токсического поражения, соответствующие различной степени поражения лю дей, определяются по ингаляционной (смертельной и пороговой) токсодозе. "Методика..." распространяется на случаи выброса ОВ в атмосферу как в однофазном (газ или жидкость), так и в двухфазном (газ и жидкость) состоянии.
Расчетная оценка последствий взрывных явлений при разрушении емкостного оборудования и трубопроводов может быть выполнена по методике оценки последствий взрывов топливно-воздушных смесей (РД 03-409-01). Указанная методика позволяет определять степени вероятного поражения людей и повреждений зданий от взрывной нагрузки при авариях с взрывами ТВС.
Расчет аварий с горением газовых струй может выполняться по модели горения высокоскоростной струи, приведенной в [160 ]. Согласно "Методике..." [160 ], площадь пролива определялась через диаметр разлития: Б=л/25 ,где D - диаметр разлития при свободном растекании, м; V - объем разлившегося вещества, м3 Количество опасного вещества, участвующего в создании поражающего фактора, рассчитывается согласно "Сборнику методик..." [ 17 ]. Число пострадавших определяется на основании "Методики..." [ 4 ]. Для определения экономического эквивалента ущерба могут быть использованы:
1. РД 03-496-02 Методические рекомендации по оценке ущерба от аварий на опасных производственных объектах [ ].
2. Постановление Правительства Российской Федерации от 12.06.03г. №344. "О нормативах платы за выбросы в атмосферный воздух загрязняющих веществ стационарными и передвижными источниками, сбросы загрязняющих веществ в поверхностные и подземные водные объекты, размещение отходов производства и потребления".
Пример оценки эффективности мероприятий по управлению техногенными рисками
В качестве примера оценки эффективности мероприятий, направленных на повышение безопасности объектов транспорта продукции промыслов, рассмотрим переход промыслового конденсатопровода через водную преграду шириной 35-50 м [ 161, 184]. Конденсатопровод эксплуатируется 15 лет, имеет условный диаметр 100 мм, протяженность 500 м, транспортирует неф-тепродукты плотностью 720 кг/м , содержащие 1,5 % масс, сероводорода. Расстояние между ближайшими к водному переходу задвижками - 2 км.
Вариантами модернизации являются установка ниже по течению реки стационарных боновых заграждений, полная замена участка водного перехода конденсатопровода, также одним из вариантов будет исходное состояние водного перехода.
Вероятной аварией, связанной с попаданием в водоем нефтепродуктов и растворенного в них сероводорода, считаем "прокол" тела трубы. Предполагаем, что эксплуатирующая служба обладает необходимыми средствами, чтобы локализовать аварийный разлив и собрать 40 % попавших в водоем нефтепродуктов, удаление сероводорода не производится. В варианте установки стационарных боновых заграждений количество собранных нефтепродуктов увеличивается до 60 %.
Статистическая зависимость вероятности отказов на трубопроводах от продолжительности их эксплуатации с достоверностью более 97 % апрокси-мируется выражением [ ]: к=0,4477Ьехр (0,159т)-10 3, где А - вероятность, 1/(км«год), L - протяженность трубопровода, км, т - срок эксплуатации трубопровода, лет.
Значения величин, необходимых для расчета параметра эффективности мероприятий, повышающих экологическую безопасность перехода промыслового конденсатопровода через водную преграду, представлены в таблице 3.3.
Из полученных результатов следует, что при сроке последующей эксплуатации водного перехода конденсатопровода менее 5 лет, реализация на рассматриваемом объекте предлагаемых мероприятий по повышению его экологической безопасности неэффективно, объект за этот период сохранит ресурс эффективного обеспечения его безопасной эксплуатации по сравнению с другими рассматриваемыми мероприятиями. Установка стационарных
боновых заграждений целесообразна, если срок последующей эксплуатации водного перехода превышает 6 лет. При заданном сроке эффективно и экологически безопасно эксплуатировать конденсатопровод на участке его перехода через водную преграду - более 15 лет целесообразно провести полную замену труб на данном участке.
Диагностика оборудования широко распространенный способ определения ресурса безопасной эксплуатации промыслового оборудования, особенно необходим для контроля технического состояния объектов трубопроводного транспорта углеводородов. Диагностические мероприятия, как правило, высокозатратны, требуют значительного времени на подготовку диагностируемых объектов, использования дорогостоящего оборудования и методик интерпретации полученных результатов. Поэтому актуальна проблема оценки эффективности проводимой диагностики.
Оценку эффективности диагностики необходимо проводить исходя из того, что она направлена в первую очередь на снижение вероятности причинения ущерба окружающей среде, и, как следствие, снижение размеров незапланированных потерь собственника диагностируемых объектов на штрафы и возмещение причиненного ущерба. Поэтому эффективность диагностики должна оцениваться за весь период разработки месторождения и эксплуатации его объектов.
Рассмотрим предлагаемый подход к определению эффективности организационно-технических мероприятий, направленных на повышение уровня промышленной безопасности нефтегазопромысловых объектов на примере определения эффективности диагностики трубопроводов [ 184 ].
Существуют различные способы классификации причин, приводящих к аварийным выбросам токсичных веществ на промысловых объектах. Напри мер, в работе [ ], проведенной в РАЕН представлены следующие причины аварийности объектов промыслового трубопроводного транспорта: 40 % аварий вызваны посторонним (силовым) воздействием на трубопровод, 38 % аварий - коррозией, 2 % - ошибками персонала, 12 % - браком при проведении строительно-монтажных работ (СМР), 6 % - браком изготовления труб и оборудования, 2 % аварий произошли по иным причинам.
Анализ причин аварийности позволяет сделать вывод, что почти 55 % из них можно было предотвратить своевременным проведением технического диагностирования и последующим устранением выявленных дефектов, вызванных коррозией, браком строительно-монтажных работ, изготовления труб и оборудования.
Повышение эффективности диагностических и ремонтных работ на нефтепродуктопроводах
Все работы по внутритрубной диагностике проводятся согласно программе, которая составляется с учетом периодичности обследования для различных трубопроводов. На рис. 4.3. представлен весь объем внутритрубной инспекции с 1990 по 2003 г. на трубопроводах ООО «Оренбурггазпром» различными видадш диагностических снарядов с учетом повторных прогонов.
По мере приобретения опыта работы с результатами внутритрубной диагностики и повышения квалификации специалистов в ООО «Оренбурггазпром» стал возможен переход к выборочному ремонту в соответствии с фактическим состоянием трубопроводов. По результатам ВТД с 1991 г. выявлено более 80 тыс. аномалий, обследовано методами наружного контроля 1075 участков, из которых 710 вырезано. В подконтрольной эксплуатации по результатам компьютерного анализа и расчетов на прочность оставлено 1882.участка (рис. 4.4.).
Общее количество аномалий более 80 тыс. (100 %), неопасные 77 355 (96,6 %), превышающие норматив - 3957 (3,4 %), из них обследовано -1075 (27 %). вырезано 710 (16%), переизолировано - 9 %.
Значительное количество дефектов, допущенных к эксплуатации без проведения наружного обследования, объясняется тем, что по данным исследований была разработана методика оценки потенциальной опасности выявленных внутритрубной дефектоскопией дефектов трубопроводов, которая позволяет определять природу дефекта, проводить расчет нетрещиноподобных дефектов.
При анализе результатов повторных прогонов было отмечено, что ни одно металлургическое расслоение, выявленное при первом обследовании, не изменило свои параметры. В то же время участки, на которых были отмечены признаки эксплуатационных дефектов, развились в водородные расслоения (УКПГ-12-ГПЗ).
Основная часть дефектов находится в основном металле труб и представляет металлургические расслоения, закаты, плотные включения, а также механические повреждения. Наблюдается рост коррозии как на наружной, так и на внутренней поверхности трубопровода. Распределение дефектов внутренней поверхности по дистанции трубопровода показывает их зависимость от режимов ингибирования трубопровода. Увеличение их числа наблюдается на участках, расположенных в конце трассы прохождения поршня с ингибитором. Дефекты наружной поверхности сосредоточены на участках с водными преградами, переходами, поворотами труоо-проводов, но не по всей длине, а в местах с нарушением изоляции.
Количество металлургических дефектов в основном металле трубы значительно больше на трубопроводах Павловского, Западного, Дедуровского коридоров и практически отсутствуют на трубопроводах, транспортирующих продукт с Карачаганак-ского месторождения. Однако на трубах УКПГ-16-ГПЗ наблюдаются дефекты проката - изменение толщины стенки до 3-5 мм.
Увеличения количества других типов дефектов на исследуемых трубопроводах не наблюдается. На замененных участках трубопроводов по результатам первой внутритрубной УЗД коррозионных повреждений при повторных обследованиях не обнаружено.
Параметры дефектов (геометрические размеры, местоположение), обнаруженных при первом прогоне, совпадают с данными повторного прогона и меняются в пределах погрешности прибора. Метод совмещения трубных журналов двух прогонов исключает ошибку неверного определения местоположения дефекта на трубопроводе.
Обработка БД за период 1990-2002 гг. позволила провести оценку дефектности обследованных трубопроводов и анализ металла труб различных поставок (рис. 4.5.).
Основными дефектами на всех трубопроводах являются дефекты проката. Однако между ними существует качественная разница. Так, например, для конденсато-проводов стабильного конденсата и ШФЛУ это потенциально опасные и опасные дефекты в виде наклонных расслоений, плен и закатов с выходом на поверхность. Для трубопроводов нестабильного конденсата это допустимые дефекты в виде утончения стенки, а на остальных трубопроводах это плоские внутристенные расслоения и включения, которые в основном являются неопасными и подконтрольными.
Наименьшее количество дефектов типа «потеря металла» приходится на этано-провод, СПБТ и трубопроводы нестабильного конденсата. Это объясняется хорошим качеством изоляции, что подтверждается результатами наружных обследований трубопроводов в шурфах и комплексными электрометрическими обследованиями.
Дефекты геометрии не являются характерными и опасными дефектами трубопроводов ООО «Оренбурггазпром» за счет толстостенности труб. Исключение составляют 206 км конденсатопровода Оренбург-Салават-Уфа, IV нитка, по причине применения тонкостенных труб.
Похожие диссертации на Разработка и внедрение методологии управления техногенными рисками объектов трубопроводного транспорта нефтепродуктов
