USD 73.4747

-0.28

EUR 89.4995

-0.17

BRENT 65.35

-0.69

AИ-92 44.31

+0.02

AИ-95 48.19

+0.02

AИ-98 53.68

0

ДТ 48.76

0

19 мин
29
0

Стратегия технической политики и мировой опыт в области проектирования, строительства и эксплуатации систем трубопроводного транспорта нефти и газа

Стратегия технической политики и мировой опыт в области проектирования, строительства и эксплуатации систем трубопроводного транспорта нефти и газа

В статье рассмотрены вопросы стратегии технической политики в области проектирования, строительства и эксплуатации магистральных трубопроводов с учетом отечественного и мирового опыта последних десятилетий, нацеленного на создание магистральных трубопроводов нового поколения с увеличенным ресурсом работы, на 20 – 25 лет большим, чем у ранее построенных трубопроводов. Сформулированы и подробно изложены принципиально новые подходы, направленные на повышение надежности систем трубопроводного транспорта: применение высокопрочных труб с заводским изоляционным покрытием; выполнение монтажных стыков труб автоматической сваркой; использование при проектировании методов вероятностного анализа безопасности; создание Единой автоматизированной системы управления, контроля и мониторинга трубопровода; переход на принцип «ремонта по состоянию».

В XXI веке одним из значимых геополитических факторов обеспечения экономической и политической независимости государства является самообеспеченность природными ресурсами и возможность самостоятельно управлять этими ресурсами независимо от внешних факторов экономического или политического давления. Нефтегазовая отрасль является ключевым стратегическим элементом обеспечения энергетической безопасности страны, а диверсификация маршрутов трубопроводного транспорта нефти и газа, а также наличие развитой сети магистральных трубопроводов позволяют исключить монополизм зарубежных потребителей.

Стратегия технической политики в области проектирования, строительства и эксплуатации магистральных трубопроводов требует применения новых технических решений на основе отечественного и мирового опыта последних десятилетий, нацеленного на создание магистральных трубопроводов нового поколения с увеличенным ресурсом работы, на 20 – 25 лет большим, чем у ранее построенных трубопроводов.

Увеличение номинального рабочего давления до значений 9,8 – 14,0 МПа в проектируемых сегодня магистральных трубопроводах потребовало применения труб повышенной прочности. Поэтому наиболее актуальной на сегодняшний день задачей является обеспечение отрасли отечественными высокопрочными и высоковязкими трубами нового поколения с повышенными эксплуатационными характеристиками, качество изготовления которых регламентируется большим количеством параметров, чем обычно указывают в паспортах и ТУ на трубную продукцию. Соответственно изменяются требования ко всем элементам и технологическим процессам систем трубопроводного транспорта: способам сварки, защиты от коррозии, способам прокладки, технологии строительства и эксплуатации, системам управления, диагностики, мониторинга и т.п.

Следует еще раз подчеркнуть, что использование сварных высокопрочных труб нового поколения повышенных категорий качества – магистральный путь развития трубопроводного транспорта нефти и газа, так как только этот подход позволяет обеспечить снижение металлоемкости конструкций при существующей тенденции увеличения рабочего давления в магистральных трубопроводах с целью повышения производительности перекачки.

Трубы для магистральных трубопроводов являются базовым элементом всей системы трубопроводного транспорта нефти и газа. Их стоимость и качество изготовления в значительной степени определяют стоимость и системную надежность всего объекта трубопроводной системы. Изменение технических требований к трубной продукции влечет за собой необходимость внесения изменений в технические требования на все элементы системы и технологические процессы проектирования, строительства и эксплуатации систем трубопроводного транспорта нефти и газа.

Отечественный и мировой опыт последних десятилетий определил ряд принципиально новых подходов, направленных на повышение надежности систем трубопроводного транспорта, анализ которых представлен в настоящей статье:

  • Применение высокопрочных и высоковязких труб нового поколения повышенных категорий качества с целью ограничения толщины стенки труб;
  • Отказ от трассовых способов нанесения защитных покрытий труб в полевых условиях и использование труб только с заводской изоляцией;
  • Отказ от ручной дуговой сварки труб при выполнении сварочно-монтажных работ и переход на автоматическую и механизированную сварку кольцевых стыков;
  • Использование методов вероятностного анализа безопасности для выбора типовых технических решений при проектировании магистрального трубопровода;
  • Реализация концепции «малолюдной технологии» Единой автоматизированной системы управления, контроля и мониторинга магистрального трубопровода;
  • Планирование сроков и методов выборочного ремонта на основе оценки технического состояния трубопровода по результатам диагностики и обследования.

Мировой опыт применения высокопрочных труб большого диаметра для магистральных трубопроводов несколько опережает отечественную практику строительства трубопроводов из труб повышенных классов прочности. Действующие в настоящее время федеральные нормы: ГОСТ 31447-2012 «Трубы стальные сварные для магистральных газопроводов, нефтепроводов и нефтепродуктопроводов. Технические условия» и ГОСТ Р 56403-2015 «Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Трубы стальные сварные. Технические условия», ограничивают применение труб для магистральных трубопроводов классами прочности К34 – К60. То есть максимально разрешенное значение временного сопротивления металла труб не превышает 590 МПа.

В то же время другой действующий стандарт ГОСТ ИСО 3183-2012 «Трубы стальные для трубопроводов нефтяной и газовой промышленности. Общие технические условия» (перевод Европейского стандарта ISO 3183:2007 «Petroleum and Natural Gas Industries - Steel Pipes for Pipeline Transportation Systems») допускает использование высокопрочных труб групп прочности до L830 включительно (с временным сопротивлением 915 МПа). Аналогичные требования по прочности разрешенных к применению труб содержатся в стандарте Американского нефтяного института API Specification 5L: 2012 «Specification for Line Pipe», который устанавливает предельную прочность используемых труб по аналогии с Европейским стандартом ISO 3183:2007 на уровне значения временного сопротивления 915 МПа (марка трубы X120).

В последнее десятилетие в Российской Федерации были реализованы крупные нефтегазовые проекты по строительству магистральных трубопроводов из труб повышенных классов прочности с временным сопротивлением свыше 590 МПа. Например, при строительстве магистрального нефтепровода «Восточная Сибирь – Тихий океан (ВСТО)» на отдельных участках трассы уложены трубы классов прочности К65 и К70. Нормативные характеристики металла и сварных соединений для этих труб регламентированы в отраслевых общих и специальных технических требованиях (ОТТ и СТТ). Таким образом, в отечественной практике уже накоплен достаточный опыт применения высокопрочных труб классов прочности свыше К60 с временным сопротивлением более 590 МПа. Внесение соответствующих изменений в федеральные нормативные документы ГОСТ 31447-2012 и ГОСТ Р 56403-2015 в части расширения перечня разрешенных к применению труб и включения высокопрочных труб классов прочности К65, К70 и выше, относится к первостепенным задачам.

Усиление экологических требований в части системной надежности объектов трубопроводного транспорта нефти и газа стимулировало введение классификации труб для магистральных трубопроводов не только по классам прочности, но и по категориям качества. Это связано с тем, что новые магистральные трубопроводы прокладывают, как правило, в сложных природно-климатических и геотектонических условиях:

- на участках переходов через водные преграды и болота III типа;

- на участках многолетнемерзлых и скальных грунтов;

- на участках с курумами и погребенными льдами;

- на участках пересечений оползней и активных тектонических разломов;

- на участках высокой сейсмической активности свыше 9 баллов.

Отечественные подходы к нормированию качества труб в зависимости от условий прокладки на сегодняшний день являются более развитыми, чем в зарубежной практике технического регулирования. Межгосударственный стандарт ГОСТ 31447-2012 «Трубы стальные сварные для магистральных газопроводов, нефтепроводов и нефтепродуктопроводов. Технические условия» ввел понятия двух категорий качества труб – обычного и хладостойкого исполнения, которые отличаются уровнем требований по ударной вязкости (KCU и KCV) и проценту волокна в изломе (DWTT) при нулевой и отрицательных температурах. Национальный стандарт ГОСТ Р 56403-2015 «Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Трубы стальные сварные. Технические условия» расширил перечень категорий качества труб по уровню исполнения и установил три уровня качества:

·      Уровень качества I - трубы в обычном исполнении;

·      Уровень качества II - трубы в хладостойком исполнении;

·      Уровень качества III - трубы с повышенными эксплуатационными характеристиками.

Национальный стандарт ГОСТ Р 56403-2015 впервые установил соответствие между классами прочности и категориями качества труб (табл. 1). Данная классификация предварительно была опробована в ряде отраслевых нормативных документов - общих и специальных технических требованиях на трубы большого диаметра, в том числе на трубы для магистрального нефтепровода «Восточная Сибирь – Тихий океан (ВСТО)». Как следует из табл. 1, высшие категории качества соответствуют трубам более высоких классов прочности: уровень качества III соответствует трубам классов прочности К56 – К60, уровень качества II - трубам классов прочности К50 – К60.

рис 1.jpg

Научное обоснование возможности использования труб с повышенными эксплуатационными характеристиками (уровня качества III) потребовало выполнения большого объема теоретических и экспериментальных исследований. Каждый из показателей и параметров труб нового поколения был установлен с позиций научной обоснованности и технологической реализуемости. Принципиальным положением при определении требований на трубы нового поколения является подход, сочетающий два основных направления переработки и актуализации нормативных документов.

·      Ужесточение и дифференциацию норм для общепринятых показателей:

- по геометрическим параметрам труб;

- по химическому составу и свариваемости;

- по показателям прочности и ударной вязкости.

·      Введение дополнительных требований на ранее не нормируемые параметры:

 - характеристики микроструктуры (полосчатость, зернистость, количество неметаллических включений);

- показатели пластичности (равномерное относительное удлинение, относительное поперечное сужение, угол загиба, критическая температура хрупкости, твердость);

-  показатели вязкости разрушения (коэффициент интенсивности напряжений, пластическое раскрытие у вершины трещины);

- параметры, отвечающие за сохранение запаса пластичности (максимально допустимая пластическая деформация при экспандировании, ограничение величины отношения предела текучести к временному сопротивлению).

Повышенные требования к трубной продукции, проходившие апробацию в последнее десятилетие, стимулировали внедрение новых технологий на отечественных металлургических и трубных заводах, способствовали техническому перевооружению и повышению культуры производства в трубной отрасли. Так, например, при выплавке трубных сталей нашли применение конверторные способы непрерывной разливки. Также в металлургической отрасли были освоены способы достижения высокой прочности листового проката трубных сталей за счет применения упрочняющей термообработки листа в процессе прокатки (так называемые, стали контролируемой прокатки с ускоренным охлаждением). Были введены в действие новые прокатные станы, в частности новый прокатный стан типа Т-5000 (для получения листового проката шириной 5,0 м, предназначенного для изготовления одношовных труб диаметром 1420 мм). Получил распространение способ пошаговой формовки одношовных труб большого диаметра. Вместо способа гидравлического экспандирования труб после сварки повсеместное распространение получил способ механического экспандирования.

Следует заметить, что в последнее время новым трендом в выборе типа труб для магистральных трубопроводов является отказ от применения спирально-шовных труб ввиду сложности их внутритрубного диагностирования. Также предпочтительнее использовать одношовные трубы вместо двухшовных.

Основной технологической тенденцией в области использования защитных покрытий труб для новых строящихся и ремонтируемых трубопроводов является отказ от трассовых способов нанесения покрытий в полевых условиях и применение труб только с заводской изоляцией. На сегодняшний день разработаны и прошли апробацию требования к трубам с трехслойным заводским изоляционным покрытием на основе экструдированного полиэтилена толщиной до 3,0 мм, а также требования к трубам с заводской теплоизоляцией из пенополиуретана. Все изоляционные материалы предварительно проходят комплекс специальных сертификационных испытаний, на основе которых подтверждается их соответствие разработанным требованиям. Так, например, защитные покрытия на основе полиэтилена по ГОСТ Р 52568-2006 проверяют по 16 различным показателям: адгезионной прочности, прочности при ударе при различных температурах, стойкости к катодному отслаиванию, к растрескиванию, к воздействию ультрафиолетового излучения и соляного тумана, к термоциклированию, к воздействию низких температур и т.п.

В области строительства магистральных трубопроводов существенные изменения произошли в части выполнения сварочно-монтажных работ. Совершенствование способов автоматической дуговой сварки кольцевых монтажных стыков труб и появление новых образцов высокопроизводительного сварочного оборудования определили тенденцию практически полного отказа от ручной дуговой сварки на монтаже. На сегодняшний день наиболее прогрессивным способом сварки кольцевых стыков является способ автоматической сварки порошковыми проволоками в среде защитных газов. При строительстве магистрального нефтепровода «Восточная Сибирь – Тихий океан (ВСТО)» была применена поточно-разделенная технология автоматической сварки порошковыми проволоками в среде защитных газов (смесь аргона и углекислого газа) высокопроизводительными сварочными головками М300-С. Поточно-разделенная технология производства работ предполагает одновременное использование сварочно-монтажной колонной нескольких сварочных постов, каждый из которых размещен в отдельной палатке (по числу выполняемых сварных швов: корневых, горячих, заполняющих и облицовочных). На каждом рабочем месте осуществляется сварка только одного типа шва, на выполнение которого настроены параметры и режимы двух сварочных головок, двигающихся по периметру стыка в разных направлениях. После завершения очередного цикла выполнения швов на каждом из рабочих мест вся сварочно-монтажная колонна перемещается на один шаг. Производительность выполнения работ сварочно-монтажной колонной может достигать 90 – 100 стыков в сутки. Операторы установок автоматической сварки головками М300-С, которые были допущены к работе при строительстве магистрального нефтепровода ВСТО, прошли специальное переобучение.

Одним из важнейших видов работ при строительстве магистральных трубопроводов является контроль качества монтажных кольцевых стыков средствами неразрушающего контроля. Использование труб нового поколения потребовало, наряду с традиционными радиографическими методами контроля качества сварных соединений, применения новых высокопроизводительных способов ультразвукового контроля монтажных стыков. Теперь при проведении контроля качества сварных соединений кольцевых стыков широко применяется современная автоматизированная аппаратура с ультразвуковыми преобразователями на основе фазированных решеток пьезоэлементов, которая обеспечивает выявление наиболее опасных дефектов сварки, таких как несплавления, непровары и т.п.

Монтажные кольцевые стыки после сварки и контроля изолируют с помощью специальных термоусаживающихся манжет.

Важнейшим элементом научно-технического подтверждения надежности проектируемого объекта является вероятностный анализ безопасности. Концепция и основные положения методологии вероятностного анализа безопасности магистрального трубопровода включают в себя:

- признание невозможности полного устранения риска аварии;

- рассмотрение трубопровода как сложной технической системы, обладающей многоуровневой системой защит от аварий;

- классификацию по безопасности участков и объектов трубопровода;

- предъявление дифференцированных требований к показателям в зависимости от класса безопасности;

- анализ гипотетических путей развития аварии (аварийных последовательностей);

- расчет вероятностей возможных аварий и оценки риска.

Стратегической целью вероятностного анализа безопасности является обеспечение социально приемлемого уровня риска от коммерческого использования магистрального трубопровода за счет комплексной системы организационно-технических мероприятий в условиях ограничения технических и финансовых ресурсов. Классификация по безопасности системы магистрального трубопровода строится по следующим объектам:

·       Линейная часть магистрального трубопровода;

·       Нефтеперекачивающие или компрессорные станции;

·       Резервуары или газгольдеры;

·       Подводные переходы;

·       Системы автоматики, телемеханики, связи.

В качестве уровней допустимой проектной аварийности принимают наиболее жесткие из известных критериев (по аналогии с атомной энергетикой):

рис 1.jpg

Для обеспечения установленного уровня экологически безопасной эксплуатации трубопровода при проектировании используют дополнительные (сверхнормативные) технические решения, обеспечивающие снижение вероятности возникновения разрушений, а также уменьшающие последствия и объем выброса транспортируемого продукта при аварии. Примерами таких сверхнормативных технических решений, уменьшающих вероятность разрушения и возникновения внештатной ситуации, являются:

- увеличение толщины стенки труб на особо ответственных участках трассы (перевод участка трубопровода в более высокую категорию);

- проведение гидравлических испытаний участков трубопровода по специальному техническому регламенту, обеспечивающему предельную загрузку всех несущих элементов системы и минимизацию числа неиспытанных (гарантийных) стыков;

- мониторинг технического состояния трубопровода (использование «интеллектуальных» вставок, сейсмостанций, сейсмодатчиков, блоков-индикаторов скорости коррозии, глубинных реперов и т.п.).

В качестве примеров технических решений, уменьшающих последствия и объем выброса продукта при разрушении трубопровода, можно указать следующие технические решения и мероприятия:

- применение на переходах через водные преграды конструкций типа «труба в трубе» с сальниковыми уплотнительными узлами;

- расстановка дополнительных (сверхнормативных) секущих задвижек;

- размещение датчиков системы обнаружения утечек на каждой задвижке;

- использование автоматической системы контроля и отключения аварийных участков при регистрации сейсмических воздействий.

Применение указанных сверхнормативных технических решений при проектировании магистрального нефтепровода «Восточная Сибирь – Тихий океан (ВСТО)» на участках вблизи особо охраняемых объектов позволило снизить допустимый риск аварии на этих участках до уровня: 1 · 10-7 – 2 · 10-7 1/км · год(0,0000001 - 0,0000002 аварии на 1 км в год).

Автоматическая система контроля и отключения аварийных участков при регистрации сейсмических воздействий является элементом Единой автоматизированной системы управления, контроля и мониторинга магистрального трубопровода. Реализация концепции «малолюдной технологии» Единой автоматизированной системы управления, контроля и мониторинга магистрального трубопровода включает:

- обеспечение бесперебойности электропитания (подключение к вдольтрассовой ЛЭП и использование резервных источников питания для всего оборудования);

- резервирование всего сетевого оборудования: серверов, процессорных модулей,  программируемых логических контроллеров и т.п.;

- построение цифровых информационных сетей Ethernet-протокола по кольцевому принципу (технология с самовосстановлением сети).

Именно в этой области в последние десятилетия достигнуты наивысшие результаты за счет применения микропроцессоров, непрерывно обновляемой элементной базы и перехода на цифровые компьютерные технологии управления и контроля.

Единая автоматизированная система управления, контроля и мониторинга магистрального трубопровода строится по блочно-модульной схеме в соответствии со  следующей технологической цепочкой: территориально-диспетчерский пункт – пункт контроля и управления (ПКУ) – датчики контрольно-измерительных приборов (КИП) и автоматики. Новым техническим решением является использование в качестве отдельных модулей автоматизированных пунктов контроля и управления (блок-боксов ПКУ), представляющих собой полностью автономные модули с высокой степенью антивандальной защиты и живучести. Модули ПКУ комплектуются электронным оборудованием, предназначенным для преобразования аналоговых сигналов от расположенных вдоль трассы датчиков контроля и систем управления в цифровой формат и передачи этой информации на ближайший территориально-диспетчерский пункт по цифровым линиям оптико-волоконной связи. Программное обеспечение аналого-цифровых преобразователей модулей ПКУ и компьютеров территориально-диспетчерских пунктов содержит алгоритмы управления всеми исполнительными механизмами магистрального трубопровода и обеспечивает автоматическое закрытие задвижек и отключение насосных агрегатов при нештатных ситуациях.

К исполнительным устройствам низшего уровня Единой автоматизированной системы управления, контроля и мониторинга магистрального трубопровода относятся датчики контрольно-измерительных приборов (КИП) и автоматики. На сегодняшний день успешно прошли апробацию следующие элементы системы контроля и мониторинга:

·      Датчики средств обнаружения утечек;

·      Датчики прохождения средств очистки и диагностики;

·      Блоки-индикаторы скорости коррозии;

·      Станции катодной защиты;

·      Сейсмодатчики и сейсмостанции;

·      Интеллектуальные вставки;

·      Глубинные реперы;

К новым техническим решениям, направленным на повышение надежности и безопасности трубопровода, относятся такие элементы системы, как «интеллектуальные» вставки, предназначенные для измерения параметров напряженно-деформированного состояния в стенке трубы. Интеллектуальные вставки представляют собой трубные кольцевые обечайки из труб той же партии, что укладываются на данном участке трубопровода. На обечайках по периметру с внешней стороны наклеены розетки тензодатчиков, обеспечивающих непрерывную запись параметров напряженно-деформированного состояния в данном сечении трубопровода. Интеллектуальные вставки вваривают в трубопровод на потенциально опасных участках прохождения трассы: в зонах активных тектонических разломов, на просадочных грунтах и карстах в районах распространения многолетнемерзлых грунтов, на потенциально оползнеопасных участках. На фотографии рис. 1 показан образец интеллектуальной вставки на испытательном стенде, сконструированном для проведения циклических испытаний образцов труб внутренним пульсирующим давлением с синхронным изгибом. Испытания проводятся по специальному регламенту, имитирующему условия нагружения за 30 лет эксплуатации.

рис 1.jpg

Особые требования к проектированию и строительству магистральных трубопроводов на участках высокой сейсмической активности были сформулированы и прошли апробацию при строительстве и эксплуатации магистрального нефтепровода «Восточная Сибирь – Тихий океан (ВСТО)». В качестве основного способа прокладки, обеспечивающего наиболее высокую сейсмостойкость объекта трубопроводного транспорта, принят подземный способ прокладки. На участках высокой сейсмической активности и в зонах активных тектонических разломов трубопровод укладывают в траншею специальной формы с пологими откосами и засыпают мелким сыпучим песком с тем, чтобы обеспечить высокую податливость нитки трубопровода при возможных смещениях грунта. К материалу трубы в зависимости от уровня возможного сейсмического воздействия (до 8 и свыше 8 баллов по шкале MSK-64) предъявляют дополнительные требования по запасу пластичности. Как показывают расчеты, указанные мероприятия позволяют исключить так называемые «гильотинные» разрывы трубопровода (поперек трубы). При сейсмическом воздействии до 10 баллов трубопровод сминается, но не теряет герметичность.

Все оборудование, предназначенное для эксплуатации на участках высокой сейсмической активности, должно быть в сейсмостойком исполнении. Впервые были проведены испытания запорной арматуры (шиберных задвижек) на сейсмостойкость при ударе на специализированном испытательном стенде с имитацией сейсмического воздействия интенсивностью до 10 баллов по шкале MSK-64. В соответствии с новыми требованиями шиберные задвижки в сейсмостойком исполнении должны сохранять прочность, герметичность и работоспособность во время и после воздействия девятибального землетрясения. При сейсмическом воздействии в 10 баллов, оборудование должно сохранять прочность и герметичность. Аналогичные требования предъявляются к магистральным насосным агрегатам, регулирующей и предохранительной арматуре.

В заключение рассмотрим принципиально новый подход к планированию сроков и методов выборочного ремонта на основе оценки технического состояния трубопровода по результатам диагностики и обследования. Этот подход в литературе получил название: «ремонт по состоянию».

Методология определения сроков и методов ремонта по результатам диагностики и обследования за последние несколько десятилетий сильно эволюционировала. Первоначально в отечественной промышленности господствовала точка зрения о необходимости полного устранения всех выявленных дефектов. Только в конце 70-х годов стало ясно, что дефекты следует нормировать (как, например, нормируют геометрические параметры деталей и узлов: «допуски» и «посадки»). Такие нормы «допустимых дефектов» первоначально устанавливали чисто по геометрическим признакам, безотносительно уровня действующих нагрузок, геометрии конструкции, вязкости разрушения металла и сварных соединений. Первым шагом по созданию дифференцированного подхода к оценке допустимости дефектов в сварных конструкциях было предложение об использовании в качестве базы для сравнения коэффициентов концентрации напряжений от формы сварных соединений. Выявленный дефект сварного соединения подлежал устранению в том случае, если значение его коэффициента концентрации напряжений превышало значение коэффициента концентрации напряжений от формы шва.

В последние десятилетия очень сильно изменился инструментарий диагностики. Использование внутритрубных инспекционных приборов, основанных на различных физических принципах, позволило существенно повысить производительность диагностики и выявляемость практически всех видов дефектов (включая трещины). На сегодняшний день планирование сроков и методов ремонта проводится по результатам оценки технического состояния трубопровода. Исходные данные для составления отчетов по оценке технического состояния формируют по результатам внутритрубной диагностики и обследования средствами дополнительного дефектоскопического контроля.

Новый подход к оценке технического состояния трубопроводов по результатам внутритрубной диагностики и обследования предполагает количественную оценку опасности каждого выявленного дефекта (или комбинации дефектов) в зависимости от напряженно-деформированного состояния в области дефекта и действительных свойств металла и сварных соединений на данный момент времени эксплуатации. Расчет конструкций с дефектами на прочность и долговечность проводится на основе теоретического решения соответствующих краевых задач механики разрушения. При этом в качестве исходных данных используют механические характеристики металла труб и сварных соединений трубопроводов, определенные по результатам испытаний стандартных и специальных образцов, вырезанных из труб на диагностируемых участках. По результатам расчетов дается оценка технического состояния трубопровода, на основе которой назначаются методы ремонта и определяются сроки проведения ремонтных работ. Такой подход к планированию ремонта по техническому состоянию трубопровода позволяет не выходить за рамки выделенных бюджетных средств, равномерно распределять затраты на ремонтные работы, оптимизировать капитальные вложения за счет переноса плановых сроков устранения дефектов.

 



Статья «Стратегия технической политики и мировой опыт в области проектирования, строительства и эксплуатации систем трубопроводного транспорта нефти и газа» опубликована в журнале «Neftegaz.RU» (№12-11, Ноябрь 2016)

Авторы:
Читайте также