Особое внимание при обеспечении требований экологической безопасности и повышения надежности трубопроводов уделяется подводным переходам, как наиболее опасным объектам магистрального трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. Суммарная протяженность порядка 1500 подводных переходов нефтепроводов ПАО «Транснефть» составляет примерно 1800 км (2.5% от общей длины магистралей). Протяженность отдельных подводных переходов достигает нескольких километров.
Самые сложные в эксплуатации – глубоководные переходы. На них расстояние от верхней образующей трубопровода до зеркала реки – 25 и более метров. Всего таких переходов на нефтепроводной сети около 40, больше всего – в Волго-Камском бассейне и на реках Сибири. Около 70% переходов проложены траншейным методом, в том числе через крупнейшие реки России (Обь, Волга, Кама и др.). По данным Ростехнадзор (Росатомнадзор) за последние 20 лет из общего числа возникших аварийных ситуаций на магистральных нефтепроводах 11% приходится на подводные переходы.
Задача обеспечения безаварийной или безопасной эксплуатации подводных переходов магистральных нефтепроводов (ППМН) решается на основе результатов оценки их технического состояния (ОТС), которая формируется из данных комплексного анализа – периодического дефектоскопического контроля внутритрубными снарядами и внешнего периодического обследования (частичного и полного). Последние выполняются с использованием приборов и, в необходимых случаях, водолазного обследования.
Имеющиеся аналитические исследования данных эксплуатации свидетельствуют о том, что относительное количество отказов (по отношению к рассматриваемой длине) подводных переходов превышает этот показатель для остальной линейной части магистральных нефтепроводов в 1,3 раза. Установлено, что аварии на подводных переходах, являющиеся в большинстве случаев результатом развития имеющихся и возникших в процессе эксплуатации дефектов, обусловлены воздействием двух групп факторов, связанных, во-первых, со снижением несущей способности трубопроводов, и, во-вторых, с увеличением нагрузок и внешних воздействий.
Снижение несущей способности нефтепровода происходит вследствие развития дефектов в стенке трубы, в частности, различных видов коррозии, а также старения металла под действием циклических нагрузок.
Вторую группу составляют нагрузки и внешние воздействия (рабочее внутреннее давление, температурный перепад, продольное усилие, воздействие потока и др.), изменяющие напряженно-деформированное состояние трубопровода. Из причин, вызывающих усиление этих факторов, прежде всего надо отметить оголения и провисы в русловой части.
Как показывает опыт эксплуатации, основной причиной непосредственного нарушения герметичности труб является их коррозионный износ.
Имеющиеся данные по ОТС и причинам аварий на ППМН говорят о неоднозначности полученных характеристик. Так, например, рассмотрим результаты дефектоскопического контроля трубопроводов с отрицательной плавучестью, т.е. нефтепроводов, различными снарядами внутритрубной диагностики (ВТД). Всего было обследовано 33 подводных перехода, расположенных в средней полосе России.
Из данных дефектоскопического контроля следует, что наибольшее число составляют дефекты типа вмятин и рисок (на каждый переход в среднем приходится 2 таких дефекта); также велика доля таких дефектов как аномалии в продольном сварном шве и гофры (по 1 на каждый переход), а также дефектов типа потери металла.
Дефекты типа вмятин, рисок и гофр трубопроводы получают, чаще всего, еще на этапе сооружения (75% от общего числа). Аномалии (поры, непровары, трещины) в продольном сварном шве – это результат заводского брака, в поперечном шве – результат нарушения технологии сварки в полевых условиях. Дефект типа потери металла является эксплуатационным, так как появляется чаще всего уже в период эксплуатации, как результат коррозии трубопровода.
Данный анализ приводит к выводу о том, что большинство дефектов ППМН были заложены еще на этапе сооружения трубопроводов, и только небольшая доля дефектов возникла позже. Тем не менее, не исключено возникновение таких дефектов, как гофры, при изменении проектного положения трубопровода в результате воздействия русловых процессов, продольных усилий, подвижек грунта, вмятин и рисок от воздействия якорей, драглайнов и т.п.
Существенным выводом по данному анализу, касающихся расположения дефектов, является тот факт, что наибольшее их количество сосредоточено в пойме водотоков (95% от общего числа). Это связано с тем, что пойменные участки трубопроводов, вероятно, находятся в изменяющихся условиях влажности грунта, подвижек грунта, поскольку именно в пойме происходит переход от влажного грунта к сухому и изменяется напряженно-деформированное состояние системы «труба-грунт», что может привести к аварийным ситуациям.
Сравнение характеристик состояния подводных переходов нефтепроводов и газопроводов, находящихся в средней полосе России, показывает, что трубопроводы с положительной плавучестью (газопроводы) наиболее подвержены коррозии (50% от общего числа дефектов) по сравнению с нефтепроводами. На нефтепроводах чаще встречаются дефекты геометрии трубы, такие как вмятины, гофры. Дефектные сварные швы с одинаковой частотой встречаются и на тех и на других трубопроводах.
Что же касается расположения на газопроводах, то оно подобно нефтепроводам: основная масса дефектов сосредоточена в пойме. Можно говорить о том, что перекачиваемая среда на расположение дефектов не влияет.
В ходе внешнего периодического обследования ППМН часто обнаруживается нарушение условий проектного положения трубопровода, выражающегося в виде недозаглубления, оголения и провиса. Если вовремя не провести ремонтно-восстановительные работы (РВР), т.е. восстановить нормативную глубину заложения, то произойдет изменение проектного положения трубопровода, увеличение характеристик напряженно-деформированного состояния, образование гофр и если возникшие напряжения превысят предельные значения, то и нарушение целостности трубы.
С использованием результатов оценки технического состояния ППМН выполняется расчет его остаточного ресурса. Прогнозирование остаточного ресурса ППМН, также как и любого другого участка линейной части магистрального нефтепровода, выполняется с использованием математических и алгоритмических моделей.
В связи с высокой экологической опасностью подводных переходов, в настоящее время используется широкий спектр мероприятий, связанных с обеспечением безопасности их эксплуатации. Этому способствует наличие паспортов на каждый переход, создание информационно-аналитической системы, аккумулирующей сведения и характеристики по поддержанию технической исправности переходов. Давно созданная структурная единица ПАО «Транснефть» (с 2014 года – АО «Транснефть-Подводсервис») после реорганизации выполняет комплексные виды производственной деятельности, направленные на повышение эффективности эксплуатации ППМН. Особое внимание уделяется проблеме технического обслуживания и ремонта (ТОР). На основании опыта эксплуатации ППМН создана нормативная база проведения обследований и интерпретации их результатов; разработаны регламенты подготовки и проведения ремонтно-восстановительных работ, своевременно выполняется их актуализация [1-5].
Как правило, таким регламентам предшествуют широкие исследования с привлечением достижений механики разрушения и теории оболочек. В результате интерпретации результатов обследований ППМН формируются выборки исходных данных, на основании которых выбираются те или иные модели, позволяющие адекватно прогнозировать время безопасной работы конкретного перехода.
Такой подход является классическим, хотя чаще всего приводит к результатам, увеличивающим расходы на ТОР, что обусловлено непреодолимыми до определенного времени проблемами, связанными с большим объемом вычислений.
Сегодня, в связи с бурным развитием вычислительной техники и в рамках реализации общенациональной программы цифровизации экономики появилась возможность, во-первых, выполнять самые сложные вычисления (использовать адекватные математические модели), во-вторых – использовать в качестве исходной информации большие объемы неструктурированной информации, что в свою очередь позволяет на основании ее статистической обработки разрабатывать модели прогнозирования индивидуального остаточного ресурса. Такие модели дают возможность прогнозировать период безотказной работы объекта с достаточно высокой достоверностью. Кроме того, эти модели можно использовать для интервальной оценки даты проведения дополнительного обследования, что позволит корректировать сроки не только безопасной эксплуатации объекта, но и улучшить сами модели прогнозирования.
Но проблема состоит в том, что процесс получения и последующей обработки исходной информации связан с использованием значительного количества математических и алгоритмических моделей, каждая из которых привносит свою долю погрешности в окончательный результат (прогноз срока безаварийной безопасной работы). Эти погрешности накапливаются и могут существенно влиять на результаты расчетов. До настоящего времени этой проблеме не уделялось должного внимания.
Предлагается ее решать, используя базовые понятия и алгоритмы классической вычислительной математики для построения как точных, так и интервальных оценок требуемых параметров. Это возможно при выполнении следующих условий:
-
обоснованное формирование массива исходной информации;
-
экспериментальное подтверждение качества полученной информации;
-
интерпретация результатов в соответствии с уровнем качества исходной информации;
-
формирование рекомендаций по применению разработанных моделей прогнозирования с учетом качества исходной информации, структуры и содержания используемых математических моделей.
Предлагаемые математические модели должны отвечать требованиям чувствительности и робастности.
Под анализом чувствительности подразумевается определение реакции модели на отклонения ее входных параметров. Таким образом, анализ чувствительности позволит сделать вывод об относительной важности входных переменных для конкретной модели, что, в свою очередь, позволит выделить ключевые переменные и идентифицировать те, которые можно без ущерба исключить из рассмотрения.
Под робастностью математической модели в статистике понимают нечувствительность к различным отклонениям и неоднородностям в выборке исходных данных или результатов наблюдений, связанным с теми или иными, в общем случае, неизвестными причинами.
Вывод
Для повышения достоверности прогнозирования времени безотказной эксплуатации ППМН в качестве ресурсного обеспечения процесса оценки погрешности остаточного ресурса ППМН должна быть создана система поддержки принятия решения по техническому состоянию ППМН, которая включает базу данных о техническом состоянии ППМН на всех стадиях жизненного цикла и программное обеспечение анализа достоверности информации об обследованиях ППМН.
Подсистема оценки остаточного ресурса ППМН на текущий момент времени на выходе формирует Интервальную оценку остаточного ресурса, т.е. диапазон возможных значений времени безотказной работы с заданной вероятностью (например, от 29-го до 31-го месяца, с вероятностью p=0,95).
Литература
1. ОР-75.200.00-КТН-231-16. Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Порядок технической эксплуатации переходов магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов через водные преграды и малые водотоки.
2. РД-75.200.00-КТН-012-14. Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Переходы магистральных трубопроводов через водные преграды. Нормы проектирования.
3. ОР-23.040.00-КТН-134-13. Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Паспорт перехода магистрального нефтепровода и нефтепродуктопровода через водную преграду.
4. ОР-35.240.50-КТН-106-11. Порядок эксплуатации автоматизированной информационно-аналитической системы контроля технического состояния подводных переходов магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов.
5. ОР-35.240.00-КТН-105-17. Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Порядок подготовки и принятия решения о создании или модернизации информационной системы.
