Проблемы эксплуатации трубопроводов

Анализ поставленной проблемы по­казал — особенно сложное положе­ние — на предприятиях естественных монополий, в нефтегазовых отрас­лях, которые по праву рассматрива­ются «валютным цехом» страны. Боль­шая часть нефтегазовых сооружений выработала плановый ресурс на 60-70 процентов. 25 процентов газопро­водов работают больше 20 лет, 50 процентов — от 10 до 20 лет, а 5 про­центов вообще превысили норматив­ный резерв — 33 года. По магист­ральным нефтепроводам показатели тоже неутешительны: свыше 30 лет — 26 процентов, от 20 до 30 лет — 30; от 10 до 20 лет — 34 процента, до 10 лет только 10 процентов.

К началу 2000 года доля нефтепрово­дов с возрастом более 20 лет соста­вила 73 процента, а более 30 лет — 40,6 процента. Свой плановый ресурс уже выработало и более половины резервуарного парка. По данным ми­нистерства энергетики США, до 70 процентов российских трубопрово­дов требует капитального ремонта. Основная причина отказов нефтега­зовых сооружений — в коррозионном факторе. В России 40-50 процентов машин и сооружений работают в аг­рессивных средах, 30 процентов — в слабоагрессивных, и только около 10 процентов не требуют активной анти­коррозийной защиты. На внутрипромысловых трубопроводах нефти, во­ды и газа 95 процентов отказов при­ходится на внутритрубную и наруж­ную коррозию. Ежегодно на внутрипромысловых трубопроводах происхо­дит до 40 тысяч аварий. В 1998 году в топливно-энергетическом комплексе произошло почти 30 тысяч разрывов трубопроводов. По данным Совета Безопасности РФ, потери нефти в России в результате аварий ежегодно составляют 1,2 процента от ее добы­чи, т. е. не менее 3 миллионов тонн.

На Самотлорском нефтяном место­рождении, например, ежегодно происходит 200-400 крупных разрывов трубопроводов, более 20 тысяч кв. км. территории месторождения загрязнено не­фтью. Техногенные катастрофы, подобные разливу нефти на нефтепроводе Харьяга-Усинск в 1994 году в Коми, про­исходят 3-4 раза в год, однако они тщательно скрываются, особенно в Западной Сибири. Кстати, в том же 1994 году на нефтепроводах России было зафиксировано 13 аварий, общий ущерб от которых достиг 676 миллионов рублей. Итак, суммируя причины аварий на российском трубопро­водном транспорте, специалисты выделяют четыре ос­новные: коррозия труб (31 процент); брак оборудования по вине предприятия-изготовителя (29 процентов); пов­реждения при проведении строительных работ (21 про­цент) и повреждения, вызванные несанкционированными или непродуманными действиями третьей стороны вбли­зи местоположения трубопровода (19 процентов).

Федеральный закон «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» требует принятие необходимых мер по предупреждению коррозионных ава­рий трубопроводного транспорта: своевременное диа­гностическое выявление и устранение опасных коррози­онных дефектов и обеспечение трубопроводов надежны­ми средствами электрохимической защиты от коррозии.

Основными методами диагностики линейной части магис­тральных газопроводов в России являются внутритрубная дефектоскопия и электрометрические измерения с пос­ледующим приборным обследованием состояния металла и изоляции труб в контрольных шурфах.

Внутритрубная дефектоскопия — это несомненно наибо­лее информационный метод получения данных о размерах повреждений металла трубопроводов.

Однако, пока только 40% газопроводов подготовлены к пропуску снарядов-дефектоскопов и в ближайшее 3-5 лет нереально ожидать существенного увеличения доли га­зопроводов с возможностью осуществления внутритрубной дефектоскопии.

Анализ достоверности результатов дефектоскопии пока­зывает, что, несмотря на победные реляции то одной, то другой групп создателей приборов, фактическая резуль­тативность их достаточно низка. Так, реальные размеры дефектов порой расходятся с диагностическими данными на 600%. Многие дефекты вообще не регистрируются, здесь не имеются в виду продольно ориентированные трещины, для этого вида повреждений, созданы специ­альные снаряды. Но когда практически все коррозионные язвы в зоне продольных заводских швов не фиксируются, об эффективности пропущенных дефектоскопов говорить не приходится. Эти негативные факторы вынуждают экс­плуатационщиков проводить большое количество конт­рольных шурфовок для уточнения параметров дефектов.

Что касается ремонтных работ, проводимых по данным ВТД, то здесь необходимо отметить два важных момента. Если на участке выявлено большое количество опасных дефектов, прежде чем заниматься их устранением, следу­ет провести технико-экономический анализ и определить оптимальный вариант обеспечения эксплуатационной на­дежности ремонтируемого участка газопровода.

При определенных условиях произ­водства ремонтно-восстановительных работ таким вариантом может оказаться полная или частичная за­мена труб на участке газопровода, что уже неоднократно имело место на практике.

Опыт капитального ремонта газопро­водов показывает, что при переизо­ляции участка, как правило, 20% труб подвергается замене. Если сравнить такой способ ремонта с полной заме­ной участка, что в основном практи­куется в нашей отрасли, то для тру­бопровода 1420 мм на 1 км экономия составила более 10 млн. руб. Кроме того проведенными исследо­ваниями установлено, что стоимость и затраты труда при сплошной заме­не 1 км труб эквиваленты стоимост­ным и трудовым показателям выбо­рочного ремонта с использованием восьми врезок.

Подводя итог эффективности прове­дения внутритрубной дефектоскопии, отметим, что уже проведена колос­сальная работа, которая без преуве­личения позволила сохранить надеж­ность многих газопроводов малыми финансовыми вложениями. Но также необходимо иметь ввиду, что на­ибольшая польза от ВТД — это ее применение на новых или относи­тельно молодых газопроводах.

1. Эффективность внутритрубной де­фектоскопии неоспорима при опти­мизации и проведении ремонтных работ на газопроводах с небольшим сроком эксплуатации (до 10-15лет), а также на более старых трубопрово­дах, эксплуатируемых в некоррозионноопасных средах;

2. В дальнейшем, для повышения эф­фективности диагностических и ре­монтных работ на газопроводах, ос­новным видом диагностики трубо­проводов должен стать коррозион­ный мониторинг.

Многочисленные специализирован­ные выставки и презентации в облас­ти противокоррозионной защиты де­монстрируют разнообразные сред­ства ЭХЗ, которые, по мнению их раз­работчиков, способны практически исключить любые опасные проявле­ния коррозионных разрушений, даже в экстремальных условиях сильного коррозионного износа трубопровод­ного транспорта.

По оценкам экспертов, большая часть нефтегазопроводов выработала пла­новый ресурс на 60-70%, что пред­ставляет огромную экологическую опасность. На территории России примерно 34 % газопроводов, 46 % нефтепроводов эксплуатируются свы­ше 20 лет. Из них: 15 % газопроводов, 25 % нефтепроводов, 34 % продуктопроводов построены более 30 лет тому назад (условно нормативный срок службы), в том числе 3,5 % га­зопроводов — более 40 лет. Через 20-25 лет эксплуатации число аварий стабильно растет вследствие того, что образовавшиеся дефекты в стен­ке трубы и циклические нагрузки ока­зывают отрицательное воздействие на прочностные характеристики ме­талла и сварных соединений.

Анализ причин аварий на нефтега­зопроводах, зафиксированных в ак­тах технического расследования, сви­детельствует о превалирующем влия­нии коррозионного фактора. Особую опасность представляет разрушение конструкций по причине коррозион­ного растрескивания под напряжени­ем (КРН), при этом на газопроводах диаметром 1220, 1420 мм за послед­ние три года — более половины об­щего числа отказов. Выход из строя такой конструкции во время ее экс­плуатации может приводить к боль­шому материальному ущербу, загряз­нению окружающей среды, челове­ческим жертвам, так как зона распро­странения разрушения может про­стираться на расстояния от несколь­ких сот метров до нескольких кило­метров. Поэтому решение вопроса обеспечения технической и экологи­ческой безопасности нефтегазопро­водов является актуальной задачей.

Наиболее опасным видом коррозион­ного разрушения является коррози­онное растрескивание под напряже­нием (самопроизвольное разрушение металла в результате одновременно­го воздействия агрессивной среды и статического механического напря­жения). КРН характерно для трубоп­роводов большого диаметра с высо­ким уровнем внутреннего давления.

Коррозионное растрескивание нано­сит огромный экономический ущерб народному хозяйству, вызывая пов­реждения деталей транспортных средств, газо- и нефтедобывающего оборудования, подземных трубопро­водов, теплоэнергетического обору­дования, турбин, насосов и др. Рас­трескиванию преимущественно под­вержены высокопрочные стали, аустенитные нержавеющие стали, а так­же титановые, алюминиевые и магние­вые сплавы. Поданным американской «Дю понт компании» 21,6 % общего количества зарегистрированных слу­чаев коррозионных повреждений обо­рудования приходится на долю КРН.

Благодаря принятым мерам защиты, как ранее информировал президент РСНГС Ю.П. Баталии, на нефтепрово­дах ОАО «АК «Транснефть» аварий­ность на 1000 км в год снизилась с 0,25 в 1993 году до 0,04 в 2002 году.

Тем не менее, несмотря на все прини­маемые меры коррозия продолжает наносить громадный ущерб промыш­ленному производству во всем мире.

Экономические убытки от коррозии металлов огромны. Например, в США они превышают $100 млрд. в год. А в целом, по оценкам специалистов раз­личных стран, эти потери в промышленно развитых странах составляют от 2 до 4% валового национального про­дукта. При этом потери металла, вклю­чающие массу вышедших из строя ме­таллических конструкций, изделий, оборудования, составляют от 10 до 20% годового производства стали.

Весьма актуальны вопросы защиты от коррозии для нефтяной, нефтега­зодобывающей, перерабатывающей и транспортирующей отраслей вслед­ствие металлоемкости РВС — резер­вуаров хранения нефтепродуктов и прочих сооружений, наличие здесь агрессивных сред и жестких условий эксплуатации металлоконструкций. Убытки, вызываемые коррозионными разрушениями резервуаров, состав­ляли для Минтопэнерго бывшего СССР несколько сотен миллиардов долларов и около 50 тыс. т черных металлов в год.

По информационным источникам GreenPeace, в России аварии на неф­тепроводах происходят, в основном, по причине износа труб (более 1/3 нефтепроводов имеют возраст более 30 лет), из-за внутренней коррозии (внутрипромысловые нефтепроводы) и из-за внешней коррозии (магист­ральные нефтепроводы). Часто неф­тепроводы прокладывают с наруше­нием глубины заложения. На внутрипромысловых нефтепроводах 42% труб служат менее 5 лет из-за внут­ренней коррозии. В результате со­кращения утечек до уровня мировых нормативов можно сохранить до 24 млрд. куб. м газа (по произведен­ным расчетам).

Вот только некоторые данные статисти­ки Госгортехнадзора за 1999-2000 гг.

13 ноября 1999 г. На 1174 км магистрального газопровода «Ухта-Торжок» ООО «Севергазпром» ОАО «Газпром» (Управление Печорского округа) в ре­жиме промышленной эксплуатации разрушился трубопровод с возгора­нием газа.

6 марта 2000 г. На 353-м км магист­рального нефтепровода «Тумазы-Омск-Новосибирск-М» ОАО «Уралсиб-нефтепровод» (Уральское управле­ние) обнаружен выход нефти объ­емом свыше 25 куб. м с попаданием на лед р. Ищелька. Причина аварии - коррозионное разрушение.

20 марта 2000 г. На 967-м км магис­трального газопровода «Ухта-Торжок» ООО «Севергазпром» (Управление Печорского округа) из-за стресс-кор­розионного разрушения трубопрово­да произошло возгорание газа.

5 апреля 2000 г. На 328-м км магис­трального нефтепровода «Малгобек-Тихорецк» ОАО «Черномортранснефть» (Управление Северо-Кавказс­кого округа) из-за коррозионного разрушения обнаружен выход нефти из трубопровода.

В 2003 г. на объектах системы газоп­роводов «Севергазпрома» произош­ло 5 аварий. Пик аварийности тру­бопроводов пришелся на 1999г., ког­да было зафиксировано 9 случаев по­рывов на магистралях.

При общей динамике аварийности подземных газопроводов за 1997-2005 гг., приведенный в таблице, до 37% случаев разрушения вызваны коррозионными причинами. В чем же причины столь неблагополучной си­туации? Ее всесторонний анализ сви­детельствует о том, что основной причиной является человеческий фактор, проявляющийся в недостатке научно-технического персонала спе­циалистов противокоррозионной за­щиты трубопроводного транспорта.

Во всем мире давно уже признана не­обходимость наличия специальных служб защиты трубопроводов от кор­розии как самостоятельных структур­ных подразделений, обеспечивающих безотказную и безаварийную работу нефтяных и газовых магистралей. Для таких служб должны готовиться ква­лифицированные специалисты инже­нерного и технического уровня.

К сожалению, в Российской Федера­ции эта прописная истина предана необъяснимому забвению. Центра­лизованная самостоятельная служ­ба защиты от коррозии в настоящее время сохранилась лишь в ОАО «Газ­пром». В, отраслях ТЭК и основных промышленных производств функции этой важнейшей службы совмещают с другими производственными зада­чами (общеэнергетическими, произ­водственными и т. п.). Высшие учеб­ные заведения нефтяной и энергети­ческой специализации давно исклю­чили из программы подготовки спе­циальность «защита от подземной коррозии». Курсы переподготовки ин­женерно-технического персонала по противокоррозионной защите носят случайный, не системный характер.

Подытоживая сказанное, можно конс­татировать, что на текущий момент одной из определяющих задач по снижению коррозионной аварийнос­ти нефтегазопроводов и других объ­ектов ТЭК является системная подго­товка квалифицированных специа­листов в области защиты от подзем­ной коррозии и повышение внимания Руководителей нефтегазового тру­бопроводного транспорта к органи­зации самостоятельной службы про­тивокоррозионной защиты эксплуа­тируемых трубопроводных систем.

ЛИТЕРАТУРА

1. «Индустриальная старость Рос­сии». Интернет-сайт, 2006 г.

2. Тухбатуллин Ф.Г., Велиюлин И.И., Решетников А.Д., Тимофеев А.Л. (ООО «ВНИИГАЗ», Анализ эффективности диагностики при оптимизации ремон­та магистральных газопроводов, 23-27 апреля 2001 г, Хаммамет, Тунис.

3. Басиев К.Д., Бигулаев А.А., Кодзаев М.Ю. Механо-коррозионные про­цессы в грунтах и стресс-коррозия в магистральных газопроводах, «Вест­ник ВНЦ», 2005, №1

4. Фаизов Р.Б. Актуальность и эконо­мические аспекты проблемы корро­зии и защиты металлических соору­жений, «Нефть, Газ. Промышлен­ность», 2004, №3(8) (ссылки 13-16)

5. Новости, «Бизнес-Новости Коми», 6 февраля 2004 г, Сыктывкар.

6. Годовой отчет о деятельности Фе­деральной службы по экологическо­му, технологическому и атомному надзору в 2005 году.