Капитальные решения против капитальных ремонтов - Транспортировка - Статьи журнала
6 мин
521
0

Капитальные решения против капитальных ремонтов

О возможности повышения капитализации ОАО «Газпром» при использовании технических решений по повышению надежной и длительной работы магистральных газопроводов не приспособленных к проведению внутритрубной диагностики

Капитальные решения против капитальных ремонтов

В настоящее время в ОАО «Газпром» одновременно функционируют трубопроводные системы и объекты построенные 40-50 лет назад, новые – сооруженные по современным технологиям. Возрастной состав эксплуатируемых объектов определяет основную проблему – это совместимость старых и новых требований к надежности и работоспособности магистральных газопроводов (МГ). Введение жестких норм безопасности потребует срочной реконструкции или замены «старых» объектов, которые могут оставаться работоспособными и безопасными. Объекты-долгожители, несмотря на их относительно низкие производственные показатели, имеют особое значение для регионов. Международный опыт свидетельствует, что основные проблемы регулирования безопасности производственных объектов нефтегазового комплекса решаются принятием ряда организационных и технических мер, реализация которых одновременно повышает и конкурентоспособность нефтегазовых компаний, и, что не менее важно, эффективность действий надзорных органов.

На данный момент протяженность газопроводов различного назначения «Газпрома» технически не приспособленных к внутритрубной диагностики составляет 39,9% от общей. При этом основная доля таких газопроводов приходится на газопроводы-отводы (ГО) – 36428,5 км или 82% от общей протяженности ГО. Для ГО основными видами обследования являются комплексная электрометрия и приборное обследование технического состояния металла труб в контрольных шурфах. При минимальном объеме таких обследований достаточно трудно оценить реальное техническое состояние ГО. Авторы утверждают, что нынче подходы к выбору объектов капитального ремонта для ГО в целом бессистемны и практически отсутствуют. Опыт показывает, что газопроводы с Ду 400 мм и менее ремонтировать методом переизоляции экономически нецелесообразно. Эти газопроводы, как правило, имеют однониточное исполнение и часто не могут быть отключены на длительный период по условиям газоснабжения потребителей. Такие газопроводы рекомендуется заменять.

Сегодня очевидно, что капитальный ремонт является основным методом по обеспечению работоспособности и надежности газотранспортной системы «Газпром». При этом для поддержания работоспособности газопроводов объемы капитального ремонта требуют корректировки на ближайшую перспективу в сторону увеличения ориентировочно до 4,0-4,5 тыс. км/год, в т.ч. необходимость ежегодного ремонта ГО 1,5-2,0 тыс. км/год с тенденцией поэтапного увеличения.

Способ определения допустимого (предельного) срока безопасной эксплуатации МГ и ГО не приспособленных к пропуску снарядов-дефектоскопов основан на патенте и его реализация требует выполнения специальных работ на испытательном стенде с трубой вырезанной из газопровода, которая по данным предремонтного обследования и экспертизы промышленной безопасности находится в неудовлетворительном техническом состоянии и может быть предназначена для вырезки. По нашему представлению, оборудовать МГ в этом случае камерами приема-запуска не потребуется. В дальнейшем эксплуатация МГ или его участка, а также ГО, выполненных из малоуглеродистых или низколегированных сталей производится в соответствии с ПЭ МГ и выполнением необходимых диагностических работ. Выполнение работ на основе предложений на «старых» МГ эксплуатируемых 30 и более лет обеспечит необходимый уровень технического состояния и надежности на участках ЕГС «Газпром» на ближайшие 20-25 лет. Методика выполнения работ согласовывается (утверждается) Ростехнадзором в рамках дополнения к п. 6 «Порядка продления срока безопасной эксплуатации технических устройств, оборудования и сооружений на опасных производственных объектах».

Уже к 1990 г. на основе анализа статистики аварий газопроводов больших диаметров, их переиспытаний и диагностики стало ясно, что без принятия радикальных мер по борьбе с коррозионным растрескиванием труб под напряжением (КРН) аварийность газопроводов по причине стресс-коррозии будет существенно возрастать с увеличением срока их эксплуатации. Сложившаяся ситуация выдвинула проблему борьбы с КРН в ряд основных проблем отрасли. И сейчас внутритрубная диагностика (ВТД) МГ стала основным средством в определении технического состояния МГ и без ВТД немыслимо решение проблемы обеспечения эффективности, надежности и безопасности МГ. Особенно это относится к МГ, подверженным стресс-коррозионным разрушениям, где ВТД реально носит предупредительный характер.

Для оценки и прогнозирования несущей способности трубопроводов большое значение имеет степень точности измеряемых параметров дефектов. Для целей тарирования дефектов в ОАО «ЦТД Диаскан» в 2000 г. создан испытательный полигон из 3-х кольцевых трубопроводов диаметром 530, 720 и 1220 мм. На трубопроводах испытательного стенда нанесено 5000 дефектов различных типов с заданными параметрами для целей метрологической сертификации и калибровке внутритрубных приборов.

В 1999 г. для отрасли был создан первый снаряд-дефектоскоп – снаряд поперечного намагничивания для определения стресс-коррозионных трещин как самых опасных дефектов - зон продольных трещин. Начиная с 2002 г. практически 100% объемов диагностики трубы Ø 1400 проводится с обязательным применением снарядов ДМТП-1400 (TF1) на определение зон продольных трещин.

С появлением высокоэффективной технологии обнаружения опасных дефектов в общей сложности было выявлено около 2,5 млн. дефектов глубиной не более 10% от толщины стенки, в т.ч. более 10 000 мест стресс-коррозионных повреждений, которые были вырезаны. Конечно, не представляется практической возможности вырезать все дефекты. На основе методики НПО «Спецнефтегаз» и ООО «Газпром ВНИИГАЗ» по оценке опасности дефектов определяются наиболее опасные дефекты, которые вырезаются или выборочно отремонтированы. Но в стенках газопроводов остается основная масса дефектов, которые при их увеличении до опасных вырезаются или демонтируются по результатам очередного ВТД (и так может продолжаться достаточно долго).

Автор утверждает, что одним из главных показателей успешной работы корпорации является рост стоимости акций (на мировом рынке) и возросшая капитализация. В основе стабильной работы компании лежит управление рисками. Процесс управления рисками позволит снизить размер возможных потерь и убытков, но безусловно не может свести их к нулю.

Рассмотрим колебания капитализации крупнейших компаний мировой экономики в течение предшествующих 3-5 лет. В основном, это компании нефтегазового бизнеса.

По данным рейтинга 500 крупнейших компаний, ежегодно публикуемого в журнале «FORBES» (таблица 1), можно проследить динамику развития: стабильность, рост развития и даже падение рейтинга крупнейших компаний мировой экономики.

Таблица 1

Влияние оценка риска бизнеса на капитализацию компаний

Название корпорации;

сфера деятельности;

страна

Место по рейтингу FORBES крупнейших компаний/

Рыночная капитализация (млрд $)



2006 г.

2007 г.

2008 г.

2009 г.

2010 г.

2011 г.

Exxon Mobil – нефтегазовая корпорация (США)

1 место/

371.631

1 место/

429.566

1 место/

452.506

4 место/

308.506

2 место/

417.166


1 место/

417.200

ОАО «Газпром» - нефтегазовая корпорация (Россия)

10 место/

196.337

6 место/

245.911

4 место/

299.764

16 место/

133.764

33 место/

133.600

15 место/

190.800

Royal Dutch Shell – нефтегазовая корпорация (Нидерланды)

7 место/

211.274

10 место/

214.018

9 место/

222.110

8 место/

169.110

19 место/

168.000

8 место/

228.100

BP (British Petroleum) – нефтегазовая корпорация (Великобритания)

5 место/

233.259

11 место/

208.643

16 место/

195.667

14 место/

167.0

18 место/

169.000

37 место/

136.900

Наше предложение по определению предельно допустимого срока безопасной эксплуатации «старых» МГ, ГО основано на патенте и направлено на повышение капитализации «Газпрома», т.к. предусматривает особые технические процедуры обеспечения надежной и стабильной работы МГ и ГО без их переизоляции и капитального ремонта в течение 20-25 лет.




Статья «Капитальные решения против капитальных ремонтов» опубликована в журнале «Neftegaz.RU» (№8, 2012)

Авторы:
Комментарии

Читайте также