Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА 1. Обзор литературы по теме исследования. Постановка цели и задач 12
1.1. Обзор работ по анализу надежности НПТ в зонах влияния подвижных тектонических структур 12
1.2. Постановка цели и задач по теме исследования 31
ГЛАВА 2. Характеристика влияния локальных разломов земной коры на надежность НПТ 35
2.1 Характеристика локальных разломов как геологического объекта, результата локальных тектонических нарушений 35
2.1.1 Источники напряжений в земной коре 35
2.1.2 Эндогенные источники поля напряжений 38
2.1.3 Экзогенные и космические факторы 40
2.1.4 Измерение тектонических напряжений 40
2.1.5 Динамика напряжений в разломах земной коры 43
2.2 Детерминированные модели влияния локальных разломов на протяженные технологические конструкции 48
2.2.1 Железнодорожные пути 48
2.2.2. Магистральные трубопроводы 53
2.3. Характеристика объекта исследования - НПТ нефтегазодобывающего управления «Фёдоровскнефть» 61
2.4. Методика получения количественных значений показателей надежности НПТ в ДНЗ 69
2.5. Выводы по второй главе 70
ГЛАВА 3. Сбор, систематизация, обработка и анализ статистических данных об отказах нефтепромысловых трубопроводов 73
3.1 Сбор данных об отказах НПТ, их классификация 75
3.2 Систематизация данных об отказах НПТ и их качественный анализ .85
3.3 Статистические данные об отказах НПТ в динамически напряженных зонах 91
3.4 Порядок обработки эксплутационных данных, формирование выборок по отказам для расчетов 97
3.5. Выводы по третьей главе 99
ГЛАВА 4. Системный анализ надежности нпт в зонах влияния локальных разломов 102
4.1. Разработка программного комплекса для определения характеристик надежности 102
4.2. Статистический анализ связи показателей надежности НПТ с фактором принадлежности НПТ к ДНЗ 110
4.3. Расчет характеристик надежности НПТ 115
4.3.1. Математические модели определения характеристик надежности НПТ по эксплуатационным данным 115
4.3.2. Расчет средней наработки до отказа НПТ 126
4.3.3. Расчет вероятности безотказной работы НПТ 127
4.3.4. Расчет показателей безотказности НПТ с учетом восстановления 133
4.4 Системный анализ результатов 137
4.5. Выводы по четвертой главе 143
Заключение 146
Список использованной литературы 148
Приложение 1 154
Приложение 2 155
- Обзор работ по анализу надежности НПТ в зонах влияния подвижных тектонических структур
- Динамика напряжений в разломах земной коры
- Систематизация данных об отказах НПТ и их качественный анализ
- Статистический анализ связи показателей надежности НПТ с фактором принадлежности НПТ к ДНЗ
Введение к работе
В настоящее время нефтяная отрасль России находится на подъеме. По данным журнала «Нефть России», в 2002-2003 гг. прирост добычи «черного золота» в стране превысил ПО млн. тонн (37% к уровню 1999 г.). К крупнейшим по объемам добычи и уровню капитализации нефтяным компаниям на сегодняшний день относятся «ЛУКОЙЛ», ЮКОС, ТНК-ВР, «Сургутнефтегаз», «Сибнефть», «Татнефть», «Роснефть» и «Башнефть». А главным центром нефтяной промышленности России уже не один десяток лет остается Западная Сибирь. В этом регионе сосредоточено более 53% запасов, а начиная с середины 80-х гг. прошлого века добывается 67-72% российской нефти. По итогам 2003 г. добыча в Западной Сибири составила 304 млн. тонн нефти (72,2%).
В течение 10-15 лет уровень добычи в Западной Сибири будет относительно стабильным - ряд месторождений еще не вышли на проектную мощность. Например, Приобское, разрабатываемое компанией ЮКОС.
Однако, по некоторым оценкам, порядка 60% месторождений Западной Сибири находятся в стадии падающей добычи. Причинами этого являются как физическая выработка ресурсов, так и недостаточные инвестиции в геологоразведку и неэффективные методы добычи. По прогнозам специалистов, в ближайшие 2^4 года физические объемы добываемой нефти в Западной Сибири уменьшаться не будут, но будет наблюдаться существенное замедление темпов роста добычи по сравнению с сегодняшними. В перспективе это может привести к остановке и падению объемов добычи нефти.
Поэтому, актуальным вопросом на сегодняшний день является рациональное использование известных и разведанных природных ресурсов.
Аварии на трубопроводах наносят значительный экономический и экологический ущерб. Например, общие затраты на ликвидацию аварий в системе нефтесбора Ватьеганского месторождения в период с 1991 по 2001г.г. составили более 10 млн. руб, А ущерб экологии, причиняемый авариями на трубопроводах и вовсе сложно выразить в денежном измерении.
Повысить эффективность использования природных ресурсов нефти, а с тем и экономическую эффективность нефтедобывающих предприятий можно, повысив надежность систем добычи и транспорта нефти, и, тем самым, снизив их аварийность.
Очевидно, эффективность функционирования системы трубопроводов зависит от большого количества факторов. Среди них протяженность системы в целом, характеристики отдельных труб, влияние окружающей среды и перекачиваемого продукта. Локальные разломы земной коры - явление не очевидное, как, например, вечная мерзлота или болото. Различные деформационные процессы, происходящие в земной коре благодаря тектоническим нарушениям, сопряжены с серьезной опасностью для протяженных объектов, таких как магистральные и промысловые трубопроводы, подземные коллекторы и т.п., поскольку те, в силу своей геометрии пересекают множество зон влияния подвижных тектонических структур.
Одними из первых с данной проблемой столкнулись организации, занимающиеся эксплуатацией магистральных протяженных объектов. В настоящее время по территории Российской Федерации проложено более 200 тыс. км. магистральных нефте- и газопроводов, которые неминуемо пересекают множество региональных и локальных тектонических разломов. По имеющейся статистике, около 80% всех аварий магистральных продуктопроводов приурочены к определенным местам - местам пересечения ими тектонически нарушенных зон. Причем отмечается достаточно высокий процент повторяемости аварийных событий на одних и тех же участках - повторяемость двукратных аварий на одном и том же локальном участке достигает 75-80%, а повторяемость трех- и более кратных доходит до 95%. Ярким примером подобного рода аварийности служит 40-километровый участок магистрального 9-й ниточного газопровода в районе г. Краснотурьинск, на котором за период с 1990 по 1995 г.г. произошло 45 аварий, что составило около 90% всех аварий РАО "Газпром" за этот период. С 1996 г. аварии на данном участке практически
прекратились, по-видимому, массив горных пород уже реализовал всю накопленную им энергию и в настоящее время происходит новый цикл ее накопления. Также, по имеющейся статистике, к тектоническим разломам приурочены аварии других протяженных инженерных объектов - коллекторов, систем канализации и водоснабжения и др.
Известно, что на территории месторождений нефти и газа Западной Сибири зафиксировано большое число тектонических нарушений типа локальных разломных структур. В результате пространственного анализа аварийности трубопроводов в связи с местоположением локальных разломных структур было установлено, что к этим локальным разломным структурам приурочена повторяющаяся аварийность продуктопроводов разных назначения, марок стали, диаметра, толщины стенки, внутреннего давления и прочих технологических параметров.
Таким образом, анализируя вышесказанное, можно предположить, что одной из основных причин большинства аварий на магистральных и промысловых трубопроводах оказываются подвижки земной поверхности, которые реализуются по границам тектонических блоков разного иерархического уровня.
С точки зрения физики и геомеханики, изучаемые структуры проявляют себя как динамически напряженные зоны (ДНЗ) Земли, для них характерны динамические деформационные процессы, однако, без разрывных нарушений толщи пород. Эти деформационные процессы сопровождаются временными вариациями магнитного поля. Деформации имеют строгую временную привязку к особым точкам лунных приливных волн в земной коре, и, по исследованиям, суточные изменения напряжений трубопровода в напряженных зонах составляют значительную величину [22].
В пределах локальных разломов земной коры шириной до 500 м и длиной 10.. 15 км существуют природообусловленные условия аварийности. Воздействие локальных разломов земной коры на трубопроводы значительно, имеет множественный характер и может приводить к разрушению трубопроводов.
Итак, актуальность данной работы определяется необходимостью снижения природообусловленной аварийности нефтегазопроводов, в частности нефтепромысловых трубопроводов.
Поскольку при прокладке трубопроводов избежать пересечения локальных разломов очень трудно, то и негативное влияние таких пересечений неизбежно. Следовательно, нужно оценить это влияние. Например, без знания времени наработки до отказа участка трубопровода в ДНЗ, нельзя оценить срок службы этого участка и грамотно спланировать проведение профилактических и ремонтных работ.
Обладая знаниями вычисления показателей надежности трубопроводов разных технологических параметров, пересекающих ДНЗ и зная местоположение разломов, можно выбрать оптимальный вариант прокладки трубопровода, оптимальный материал конструкций, спрогнозировать срок службы трубопровода и снизить природообусловленную аварийность путем своевременных профилактических работ, поскольку затраты на ремонт и восстановление окружающей среды сравнимы со стоимостью производства.
Целью работы является системный анализ надежности НОТ с учетом влияния на работоспособность НПТ динамически напряженных зон Земли. Достижение этой цели позволит повысить экономическую эффективность и экологическую безопасность эксплуатации НПТ в ДНЗ.
Решению подлежат следующие задачи:
Сбор и системный анализ статистических данных об эксплуатации НПТ с учетом фактора влияния ДНЗ.
Разработка методики расчета характеристик надежности НПТ.
Проведение расчетов по определению значений показателей надежности НПТ по статистическим данным их эксплуатации с учетом динамически напряженных зон земной поверхности.
Системный анализ полученных результатов.
В настоящем исследовании используются методы теории надежности, теории случайных процессов, математической статистики и прикладного системного анализа.
Научная новизна работы состоит в следующем:
Впервые систематизированы статистические данные о влиянии динамически напряженных зон Земли на несущую способность НПТ при эксплуатации за более чем пятнадцатилетний период в условиях местности Севера Западной Сибири.
Создана база данных об эксплуатации и отказах трубопроводов двух цехов НГДУ «Фёдоровскнефть», подвергающихся влиянию динамически напряженных зон Земли.
Разработана методика расчета характеристик надежности НПТ, подвергающихся влиянию динамически напряженных зон Земли.
Определены характеристики надежности НПТ в динамически напряженных зонах Земли Севера Западной Сибири.
Впервые выполнен качественный и количественный анализ надежности НПТ цехов добычи нефти и газа НГДУ «Фёдоровскнефть» эксплуатируемых в зонах влияния тектонических нарушений.
Практическая значимость работы заключается в том, что:
а) созданный программный продукт «Калькулон» вкупе с базой данных
об эксплуатации и отказах позволяет пользователю классифицировать эксплуа
тацию НПТ по различным внешним и внутренним факторам, номенклатуре
НПТ, причинам и видам отказов, влиянию ДНЗ и производить расчеты показа
телей надежности с учетом перечисленных особенностей;
б) вычислены значения показателей надежности для всей номенклатуры
цехов добычи нефти и газа НГДУ «Фёдоровскнефть» ОАО «Сургутнефтегаз» с
учетом фактора принадлежности НПТ к зонам ДНЗ.
Основные положения, выдвигаемые автором на защиту:
а) разработанная методика расчета характеристик надежности НПТ, под
вергающихся влиянию динамически напряженных зон Земли;
б) программный комплекс, позволяющий обрабатывать статистику об экс
плуатации различных по номенклатуре и условиям окружающей среды трубо
проводов и рассчитывать их характеристики надежности согласно методике;
в) результаты системного анализа надежности НПТ в динамически напря
женных зонах на основе рассчитанных характеристик надежности номенклату
ры НПТ.
Основные материалы диссертации опубликованы в работах:
Генюш, А.О. Оценка степени тесноты статистической связи между переменными в задаче исследования надежности нефтепромысловых трубопроводов. / А.О. Генюш, В.А. Острейковский // Системный анализ и обработка информации в интеллектуальных системах: Сб. науч. тр. каф. ИВТ. №2 / Под общ. ред. Ф.Ф.Иванова. - Сургут: Изд-во СурГУ, 2003. - С. 10-17.
Генюш, А.О. Статистический анализ связи факторов при исследовании надежности нефтепромысловых трубопроводов / А.О. Генюш // Наука и инновации XXI века: мат-лы открытой окружной конференции молодых ученых. 27-28 ноября 2003 года: В 2 т. / Сургут, гос. ун-т. - Сургут: Изд-во СурГУ, 2004. -T.I. - С.44-46.
Генюш, А.О. Локальные разломы земной коры как фактор надежности трубопроводов / А.О. Генюш // Наука и инновации XXI века: мат-лы V Открытой окружной конференции молодых ученых. - Сургут: Изд-во СурГУ, 2005. -С. 24-25.
Генюш, А.О. Безопасность трубопроводного транспорта и динамика деформационных процессов / А.О. Генюш // Надежность и качество. Труды международного симпозиума / Под ред. Н.К. Юркова- Пенза: Изд-во Пенз. гос. унта, 2005.- С.178-179.
Генюш, А.О. Статистическое исследование надежности распределенных систем (на примере нефтепромысловых трубопроводов месторождений Западной Сибири) / А.О. Генюш // Проблемы качества, безопасности и диагностики в условиях информационного общества: Материалы научно-практической конференции / Под ред. В.Г. Домрачева, СУ. Увайсова; Отв. за вып. А.В. Долматов. -М: МИЭМ, 2005.- С.104-108.
Генюш, А.О. Влияние деформаций внутри динамически напряженных зон Земли на надежность трубопроводов. / А.О. Генюш // Системный анализ и обработка информации в интеллектуальных системах: Сб. науч. тр. каф. авто-матизир. систем обр. инф. и упр. Вып. 3 / Под общ. ред. Ф.Ф. Иванова. - Сургут: Изд-во СурГУ, 2005. - С. 61-65.
Апробация работы. Материалы диссертации докладывались на ежегодных научно-технических семинарах кафедры информатики и вычислительной техники Сургутского государственного университета в 2002-2005 годах, а также обсуждались на научных конференциях:
Открытая окружная конференция молодых ученых «Наука и инновации XXI века», г. Сургут, 27-28 ноября 2003 г.
V Открытая окружная конференция молодых ученых «Наука и инновации XXI века», г. Сургут, 25-26 ноября 2004 г.
VI Открытая окружная конференция молодых ученых «Наука и инновации XXI века», г. Сургут, 24-25 ноября 2005 г.
Международный симпозиум «Надежность и качество - 2005», г. Пенза, 23-31мая2005г.
Научно-практическая конференция «Проблемы качества, безопасности и диагностики в условиях информационного общества», г. Сочи, 1-10 октября 2005 г.
Обзор работ по анализу надежности НПТ в зонах влияния подвижных тектонических структур
Согласно теории глобальной тектоники плит, литосфера Земли представляет собой относительно жесткую оболочку, "плавающую" на поверхности достаточно вязкой мантии. Эта оболочка разбита региональными тектоническими нарушениями на ряд крупных литосферных блоков, линейные размеры которых достигают нескольких тысяч километров; эти, так называемые мегаблоки находятся в постоянном движении относительно друг друга. Каждый литосферный блок, в свою очередь, разбит на множество более мелких структурных блоков системами региональных и локальных тектонических нарушений, по которым также происходят тектонические подвижки. Таким образом, литосфера Земли представляет собой сложную, иерархически блочную среду, каждой структурной единице которой присущи свои деформационные характеристики, каждая структурная единица которой находится в постоянном движении относительно окружающих ее структурных единиц. Уже установлено, что тектонические нарушения даже невысокого ранга обладают достаточной подвижностью, которая носит как трендовый направленный характер, так и представлена динамическими колебаниями различной природы [37].
Поскольку, согласно традиционной точки зрения современные движения литосферных плит происходят в основном по их границам, а также во внутри-плитных сейсмоактивных областях, на остальной территории Земли массив горных пород в большинстве случаев представляется как среда статическая и незыблемая. Однако, как показывают исследования, даже на небольших участках массива имеют место деформационные процессы с различными периодами и амплитудой [37,40]. Такие процессы, происходящие в земной коре, сопряжены с серьезной опасностью для объектов, оказавшихся в зоне влияния подвиж ных тектонических структур. Наиболее выраженно это проявляется на протяженных объектах, таких как магистральные нефтепроводы и газопроводы, подземные коллекторы и т.п., которые, в силу своей геометрии, непременно пересекают множество тектонических нарушений разных рангов.
Структуры земной коры, с которыми связана повторяющаяся аварийность трубопроводов, в геологии называются локальными разломами. Они проявляются на поверхности в виде линеаментов, т.е. прямолинейных элементов ландшафта, отражающих разломы земной коры, в их пределах проявляется повышенная трещиноватость и проницаемость породы, аномалии магнитного поля и гамма фона, повышенная концентрация радона и продуктов его распада в приземном слое.
Рядом исследований [5,16,22] причин подобных аварийных ситуаций на трубопроводах было установлено, что технологические параметры, такие как качество металла и железобетонных конструкций, сварных швов, изоляции и пр. не являются истинными причинами многократных аварий. Как правило, дефекты строительства магистральных сооружений проявляются первые год -полгода эксплуатации, далее отказы происходят в основном из-за старения конструкции [43]. Было установлено, что истинными причинами многократных порывов и разрушений магистральных сооружений являются некие факторы, приводящие к снижению технологических усталостных свойств стали труб и железобетонных конструкций. По результатам внутритрубных исследований магистральных продуктопроводов было определено, что около 70% всех дефектов относятся к категории "потери металла", которая включает в себя трещины, каверны, коррозию и пр. Также интересен тот факт, что на трубопроводах, изготовленных из более пластичных материалов, трещины появляются только через 25 лет эксплуатации, тогда как на трубопроводах, изготовленных из высокопрочных материалов, трещины появляются через 3-4 года эксплуатации [37,40].
Согласно исследованиям [22], на участках в зоне действия локальных разломов чаще наблюдаются повторяемые аварии. Например, среди 171 участка трубопроводов претерпевших две аварии и более, примерно половина находится на сплошном массиве и половина - в пределах локальных разломов. А среди 64 участков, претерпевших 5 аварий, 52(81%) пересекает зону влияния разломов.
Это соотношение получено в результате пространственного анализа аварийности трубопроводов Федоровского месторождения в связи с местоположением тридцати линейных тектонических нарушений типа локальных разломных структур. Установлено, что к этим локальным разломным структурам приурочена повторяющаяся аварийность продуктопроводов разных назначения, марок стали, диаметра, толщины стенки, внутреннего давления и прочих технологических параметров.
Другие исследования также подтверждают наличие связи плотности дефектов трубопровода с разломами земной коры [27]. В результате совместной работы различных организаций (ТУМГ, ТюмГНГУ, ЗапСибНИИГГ, Тюмень-НИИГипрогаз) было проведено исследование влияния разломов на развитие дефектов газопровода в равнинной местности Западной Сибири. В работе рассмотрен участок газопровода Уренгой-Сургут-Челябинск, протяженностью 140 км. На каждой 0,5-километровой ячейке было подсчитано количество дефектов (рис. 1.2) с помощью внутритрубного дефектоскопа ДМТ-1. Этот снаряд-дефектоскоп относится к магнитным снарядам высокого разрешения. Он выяв ляет дефекты металлургического характера(прокат, расслоение), нахождение посторонних металлических предметов вблизи трубы, представляющих угрозу для ее изоляции, поперечные и ориентированные под углом к образующей трубы трещины и дефекты металла вследствие общей коррозии, питтинговой коррозии и отдельных каверн, образовавшихся в трубе в процессе эксплуатации. Количество дефектов рассматривалось в качестве зависимого параметра.
В качестве независимого параметра рассмотрено изменение магнитного поля на этом же участке пространства. Построенные в ЗапСибНИИГТ региональные электронные карты распределения приращений полного вектора магнитного поля позволяют проследить изменение магнитного поля вдоль трубопровода с шагом примерно 0,2 км. Этот параметр связан с феноменом разломов, поскольку известно об изменении геомагнитного поля в местах, где граничат крупные (региональные) блоки.
Динамика напряжений в разломах земной коры
Дополнительные напряжения в земной коре вызываются контрастным рельефом, растущими горными сооружениями. Вес последних влияет на формирование напряжений в соседних участках литосферы, которая упруго реагирует на эту нагрузку. Локальные напряжения могут быть созданы движением подземных вод или каких-либо иных флюидов. Напряжения в литосфере, возникающие в результате экзогенных процессов, существенно меньше напряжений, вызываемых эндогенными причинами.
Космические факторы, в частности ротационные силы, создают напряжения, не превышающие 0,1 Па, а приливные силы в результате взаимодействия Луны, Солнца и Земли провоцируют напряжения до 10 Па, в то время как эндогенные силы формируют поля напряжений в несколько сот мегапаскалей. Существует несколько методов измерения напряженного состояния земной коры, обладающих различной точностью. Следует заметить, что когда говорится о напряжении в горных породах, то подразумевается отклонение от ли тостатического всестороннего давления, обусловленного весом столба горных пород на единицу площади. Существует соотношение, позволяющее оценить это давление. Согласно соотношению, модуль давления равен примерно 27Н МПа, где Н - глубина (в км). Важную роль играют сейсмологические методы, основанные на выявлении главных осей напряжений в очагах землетрясений согласно кинематическим параметрам сейсмических волн, улавливаемых несколькими сейсмостан-циями. Таких измерений сейчас произведено около 7 тыс. Напряженное состояние горных пород меняет их различные геофизические характеристики: магнитные, электрические, плотностные, скорости распространения сейсмических волн. Измеряя аномальные значения этих характеристик, получают информацию о напряженно-деформированном состоянии горных пород. Существуют и чисто теоретические методы, позволяющие рассчитывать напряженное состояние литосферы, однако они весьма приблизительны. Широко используются также геологические методы, в том числе дистанционные, то есть дешифрирование аэро- и космических снимков с целью выявления зон разрывов и трещин, сформировавшихся под влиянием определенного напряженного состояния земной коры. Особняком стоят методы оценки напряженного состояния горных пород по материалам наблюдений в буровых скважинах и горных выработках. Для измерений формы поперечного сечения скважин применяют кварцевые дефор-мографы, при помощи которых можно выявить деформации, а соответственно и напряжения по трем направлениям, расположенным взаимно перпендикулярно. Тем самым появляется возможность измерить тензор напряжений в одной точке. Такие измерения составляют около 30% всех имеющихся данных. Существуют и другие методы изучения напряжений в керне скважин, например: метод дискования керна, метод разгрузки, метод акустического каротажа, позволяющие определять остаточные упругие деформации в породах. Но эти методы весьма трудоемки. Достаточно уверенно определяются поля напряжений в горизонтальных и вертикальных выработках, что имеет большое практическое значение. Хорошо известны так называемое стреляние пород и разрушение горных выработок -штолен, штреков, шахт, - возникающие под воздействием горного давления. Если горная выработка ориентирована в направлении максимального сжимающего напряжения, она наиболее устойчива. Но стоит ее сориентировать поперек сжимающих напряжений, как стенки, например штольни, начнут стрелять кусками горной породы и разрушаться. Существуют разнообразные инструментальные методы, при помощи которых наблюдают за аномальными напряжениями в горных выработках. И, наконец, деформации земной поверхности, обусловленные полем напряжений, изучают геодезическими методами, наклономерами. Все они дают возможность выявить деформации и поля напряжений в поверхностных слоях. Однако в более глубоких горизонтах земной коры ориентировка и величина напряжений могут быть совсем другими, и в этом заключается причина ограниченности геодезических методов. Таким образом, существуют разнообразные способы измерения напряже ний в земной коре как на поверхности, так и в более глубоких горизонтах. Не все они равноценны, но их совместное применение дает возможность составить общее представление о величине и направленности современного поля напря жений. Измерение напряжений, существующих на различных по геодинамической природе границах плит, хорошо подтверждало теоретические модели [4] (рис. 2.2). Постоянно действующие напряжения земной коры не могут вызывать повторяющуюся аварийность протяженных технологических объектов, в том числе трубопроводов. Границы региональных тектонических блоков испытывают периодические напряжения, вызываемые регулярно повторяющимися смещениями блоков относительно друг друга. Это подтверждают исследования НПЦ «Геоэкология» [22] и Тюменского государственного нефтегазового университета [32]. Согласно этим исследованиям, фактором, влияющим на динамику раз-ломных структур, является лунная приливная волна, проходящая через любую точку земной поверхности 2 раза в сутки. Выводы были получены с помощью магнитоупругого и тензометрическо-го методов с использованием трубы, пересекающей активный локальный разлом, в качестве датчика деформаций. Для вычисления суточных ритмов, измерения деформационного процесса проводили в непрерывном режиме. Измерения проводились четырежды: в 1998 году на одном участке вблизи г. Сургута, в 1999 году на трех участках Восточно-Таркосалинского месторождения нефти и газа, в 2000 и 2001 году вблизи г. Сургута. Последние два цикла измерений вы полнены альтернативными методами с поверхности Земли на основе GPS технологий [37,40]. Было установлено, что закономерности деформационных процессов аналогичны. Максимальные величины деформаций при наблюдени ях с поверхности Земли были в 2 раза и более выше, чем при измерениях, про водимых на подземной трубе. Это объясняется проскальзыванием трубы в по роде и демпфированием напряжений за счет протяженности трубы. Зафиксированы смещения тектонических блоков друг относительно друга в трех плоскостях (рис. 2.3).
Систематизация данных об отказах НПТ и их качественный анализ
Для участков НПТ ЦДНГ-А, работающих с расслоенным потоком жидкости 35% отказов произошло на четвертый и пятый год эксплуатации, 20% отказов приходится на восьмой год эксплуатации. Для НПТ эксплуатируемых в «грязных зонах» существует два пика отказов: с пятого по седьмой (42%) и с одиннадцатого по двенадцатый годы эксплуатации (22%). Для остальных НПТ 78% отказов произошло в период с шестого по двенадцатый годы эксплуата ции. По цеху «А» сделаны некоторые качественные выводы о причинах отказов, но этот цех в настоящей работе не используется для расчета характеристик безотказности НПТ в ДНЗ. Причинами этого является влияние на работоспособность НПТ набора других негативных факторов, а также недостаточность информации о точном местоположении отказов. 2. В ЦДНГ-Б за период с 1982 по 2000 годы было внедрено -270 км трубопроводов. На 2000-й год вывели из эксплуатации 83 км НПТ. Внедрение за указанный перид составило 91,5 км НПТ. Сравнительно большее количество внедренных трубопроводов объясняется обеспечением резервных пропускных способной в процессе добычи нефти. Более 80% отказов произошло на НПТ 0114, 0159, 0219 на -180 км эксплуатируемых НПТ, что составляет 66% от всей протяженности НПТ. 3. В ЦДНГ-Б за период эксплуатации трубопроводов с 1982 по 2000 годы зафиксировано 169 отказов. Распределение отказов по диаметру НПТ выглядит следующим образом: 0114 - 4%, 0159 - 51%, 0168-1%, 0219 - 24%, 0273 - 5,5%, 0325 - 7%, 0426 - 7%, 0530 - 0,5%. Более 75% аварий произошло между десятым и пятнадцатыми годами эксплуатации. Анализ статистики отказов показывает, что отказы НПТ для используемых диаметров распределены по-разному: 0114 - 80% всех отказов произошло с 10-го по 15-й годы; 0159 - отказы распределены примерно равномерно 5-го по 15-й годы ( 5-г6 отказов), исключением является 10-й год эксплуатации (19 отказов); 0219 - более 74% всех отказов произошло с 11-го по 14-й год; 0273 -более 82% всех отказов произошло с 12-го по 14-й годы; 0325 - все отказы произошли с 11-го по 15-й годы; 0426 - все отказы произошли с 9-го по 15-й годы. 4. Основной причиной отказов НПТ в ЦДНГ-Б, как и в ЦДНГ-А является коррозия (более 95% отказов). Анализ эксплуатации свидетельствует о том, ха рактерным является замена НПТ в период с 12 по 16 годы. Анализ вывода из эксплуатации НПТ позволяет отметить: 0 159 мм - 61% НПТ были заменены вследствие отказов. Оставшиеся 39% НПТ выведены из эксплуатации по требованиям из-за недопустимого уменьшения толщины стенки трубы. Половина всех отказов произошла по при чине ручейковой коррозии. Очаговая, внешняя, внутреняя коррозии стали при чиной примерно по 15% отказов соответственно; 0 219 мм - 84% НПТ вывели из эксплуатации по причине отказов. 70% отказов произошли по причине ручейковой коррозии; 0 273 мм - отказы произошли на 28% НПТ, остальные 78% НПТ выведе ны из эксплуатации по результатам замеров толщины стенки. Половина отказов произошла по причине ручейковой коррозии; 0 325 мм - вывод из эксплуатации всех НПТ был обусловлен появлением отказов; 0 426 мм - по причине отказов вывели из эксплуатации более 82% НПТ; 0 530мм - наиболее надежные НПТ: был зафиксирован единственный отказ. 5. Для целей исследования надежности НПТ создана база данных, отра жающая работу НПТ от внедрения до вывода из эксплуатации. Исходными данными об НПТ являются: длина трубопровода, диаметр, номинальная тол щина стенки, дата внедрения в эксплуатацию, порядковый номер, режим рабо ты, материал, общая протяженность участка трубопровода, расположение в це хе (привязка по местности). Данные об эксплуатации: порядковый номер НПТ, дата отказа, причина отказа, состояние трубопровода. 6. В БД включено 2059 участков, из которых 1031 в цехе А и 1028 в цехе Б. Общая протяженность трубопроводов: 282 километра в цехе А и 272 километра в цехе Б. 37 участков в цехе А и 77 участков в цехе Б находятся в зоне влияния локальных разломов. 8. Время жизни НПТ вне ДНЗ выше времени жизни остальных труб. Для труб 0325 и 0159 мм, разница во времени жизни здесь составляет от 2 и более лет. Получены следующие показатели времени жизни НПТ вне ДНЗ (в скобках время жизни НПТ в ДНЗ):
Статистический анализ связи показателей надежности НПТ с фактором принадлежности НПТ к ДНЗ
Основой для расчета средней наработки до отказа является весомая выборка полных наработок 115 участков НПТ цеха «Б». Согласно расчету, участок НПТ в среднем до первого отказа работает 10,6 лет. Средняя наработка до отказа тех участков НПТ, что не подвергаются влиянию ДНЗ, немного выше и равна 10,75 лет. Соответственно, наработка до отказа трубопроводов в ДНЗ ниже и равна 10 годам.
Разница наработок НПТ до отказа в ДНЗ и вне ДНЗ соблюдается для каждого диаметра и составляет примерно год. Исключением является НПТ диаметра 325мм. В среднем, трубы данного диаметра в нормальных условиях тектонической активности работают 13,25 лет, а в условиях ДНЗ - всего 9,75. Вне ДНЗ НПТ этого диаметра и НПТ диаметра 273 показывают наибольшие математические ожидания наработки до отказа. Для диаметра 273 мм наработка до отказа чуть выше и равна 13,33 лет. Протяженность НПТ этих диаметров составляет 47 км, а число зарегистрированных отказов равно 17.
В общем, средняя наработка до отказа для разных диаметров колеблется от 9,83 до 13,14. НПТ диаметра 159 мм обладают минимальным показателем средней наработки до отказа, равным 9,83 года, что примерно на год меньше среднего показателя по цеху. Отметим, что средняя наработка до отказа НПТ этого диаметра, пролегающих в ДНЗ равна 9 годам, что меньше средних наработок остальных диаметров. Максимальным показателем наработки до отказа обладает НПТ диаметра 273мм, его значение составляет 13,14 лет, его же значение для НПТ, лежащих вне ДНЗ еще выше и равно 13,3. НПТ этого диаметра обладают максимальной наработкой до отказа в условиях ДНЗ, равной 12 годам.
Таким образом, в условиях ДНЗ в среднем до отказа больше всего проработают НПТ диаметра 273мм - 12 лет и НПТ диаметра 426мм - 11,5 лет. Меньше всего в условиях ДНЗ до отказа протянут трубы 159 диаметра - 9 лет. Рассчитанная вероятность безотказной работы для всей номенклатуры цеха «Б» достаточно высока на всем протяжении эксплуатации, ее значение равномерно уменьшается с 4-го года эксплуатации по 16-й, достигая значения 0,9. Однако, тот же показатель, рассчитанный для другой выборки - выборки НПТ, которые испытают негативное воздействие активных тектонических разломов, показывает резко отличающуюся картину. Для этих НПТ, ВБР уже к пятому году достигает уровня 12 года ВБР общей выборки. А к 15-му году снижается до 0,77, испытывая максимальный спад на промежутке с 9-го по 14-й год службы. Очевидно, именно в этот период особенно ярко проявляется воздействие ДНЗ. То есть, к этому периоду условия повышенной коррозийности начинают приводить к повышенной аварийности трубопроводов. Рассмотрим изменение ВБР для трубопроводов различных диаметров. Общая ВБР для НПТ 0159 испытывает максимальное изменение в период с 10-го по 16-й год, достигая значения 0,85. Трубопроводы диаметра 159мм -единственные трубопроводы, для которых зафиксирован длительный период превышения ВБР в ДНЗ над ВБР вне ДНЗ. В период с 9-го по 18-й год эксплуатации вероятность безотказной работы труб данного диаметра выше в напряженных зонах, чем в нормальных. Максимальная разница замечена на 14-м году и составляет 0,077. ВБР для НПТ диаметра 168 мм выше среднего ВБР по всему цеху. Зарегистрировано всего два отказа для труб этого диаметра. Однако суммарная протяженность этих труб составляет 6%, что является весомой частью. Можно предположить, что трубы данного диаметра более надежны. На 5 году эксплуатации ВБР труб в напряженных зонах падает до 0,85 и сохраняется такой до 18 года. ВБР труб, лежащих вне ДНЗ сохраняется высокой и к 18 году составляет 0,98. В период с 9-го по 13-й год наблюдается резкое уменьшение ВБР для труб диаметра 219 мм в ДНЗ до 0,65. В этот период зафиксировано большое количество повторяющихся аварий на одних и тех же участках, принадлежащих ДНЗ. За этот же период ВБР труб в нормальных условиях падает лишь до 0,96, оставаясь высоким до 18-го года. Для данного диаметра наблюдается один из самых высоких разбросов ВБР. В зависимости от принадлежности к ДНЗ, ВБР труб к 18-му году отличается на 0,25. Для труб этого диаметра, пролегающих в ДНЗ, наиболее опасен период с 11-го по 13-й год. Рассчитанная средняя наработка до отказа НПТ в напряженных зонах равна 10,5 годам. В период с 12-го по 15-й год общая ВБР НПТ 0273 падает до уровня 0,94, что выше соответствующих средних показателей ВБР для всего цеха Б. ВБР труб, находящихся под влиянием ДНЗ в этот же период уменьшается до 0,75, испытывая резкий спад в короткий промежуток 12-13 год. А, соответственно, наработка до отказа в среднем составляет 12 лет. Разница ВБР в зависимости от пересечения НПТ составляет 0,2 к 15-му году. Протяженность труб этого диаметра составляет 10% от общей протяженность НПТ цеха Б. К 16-му году эксплуатации ВБР труб 0325 мм, не принадлежащих к ДНЗ опускается до уровня 0,88, наиболее активно снижаясь с 11-го по 16-й год. Это примерно соответствует показателю средней ВБР для всего цеха. ВБР труб, располагающихся в ДНЗ, за период с 11-го по 14-й год резко уменьшается до значения 0,5, это минимальное значение среди всех полученных. Почти на всех участках труб, лежащих в ДНЗ в этот период зафиксированы отказы. Для этого диаметра зафиксирован максимальный разброс ВБР в зависимости от принад 139 лежности НПТ к ДНЗ, разброс составляет к 15-му году 0,37. Суммарная протяженность труб с диаметром 325 мм составляет 7,2% от общей протяженности цеха Б. В период с 9-го по 15-й год падение ВБР труб диаметра 426 мм в ДНЗ составляет значение 0,25. ВБР для трубопроводов, пролегающих в неактивных зонах стабильно и высоко и к 15 году эксплуатации составляет 0,93, заметно снижаясь лишь раз - в 13-м году. Для трубопроводов с диаметром 219мм и 273мм, пролегающих в ДНЗ следует отметить 11-й и 12-й год соответственно, как наиболее опасные для эксплуатации. Эти года превышают среднюю наработку до отказа, а ВБР резко падает. С целью анализа влияния диаметра НПТ на его ВБР сравним трубопроводы разных диаметров в условиях тектонических разломов. На рис. 4.20. показано изменение ВБР НПТ в условиях, свободных от влияния ДНЗ, а на рис. 4.21. представлено изменение ВБР труб, такому влиянию подвергающихся. Заметим, что в условиях, свободных от ДНЗ, выделяется диаметр 159мм. ВБР труб такого диаметра ниже на всем сроке эксплуатации, чем средняя ВБР по цеху. Поведение остальных диаметров очень похоже друг на друга. До 10-го года ВБР высоко и почти равно 1. С 11-го по 15-й год наблюдается фаза заметного снижения ВБР, и к 16 году значение ВБР примерно одинаково и находится в диапазоне от 0,92 до 0,98. В условиях динамически напряженных зон наблюдается другая картина. Лишь до 3-го года ВБР одинакова и составляет 1. С 3-го по 5-й год для трубопроводов диаметров 159мм, 168мм и 325мм наблюдается первая фаза заметного снижения ВБР НПТ. С 5-го по 9-й год поведение ВБР стабильно и составляет для этих диаметров 0,85-0,95, а для остальных единицу. С 9-го по 15-й год наблюдается вторая фаза снижения ВБР. Снижение ВБР происходит с одинаковым характером для всех трубопроводов. Наиболее сильно падает ВБР для НПТ диаметров 273мм и 325мм. значения ВБР заметно ниже среднего и составляет к 14-му году 0,65 и 0,5 соответственно.
Похожие диссертации на Системный анализ надежности нефтяных промысловых трубопроводов в зонах влияния подвижных тектонических структур месторождений Западной Сибири
