CC BY
8ДИАГНОСТИКА
Б.А. Ерехинский, главный технолог отдела по эксплуатации скважин, диагностике и ремонту объектов добычи Управления по добыче газа и газового конденсата (нефти), ОАО «Газпром», e-mail: B.Erekhinskiy@adm.gazprom.ru
Анализ результатов диагностирования оборудования объектов газодобывающих предприятий северных месторождений (по данным работ за 2012-2013 гг.)
Изложены результаты анализа, систематизации и обобщения данных результатов диагностирования оборудования объектов газодобывающих предприятий северных нефтегазоконденсатных месторождений. Представлены временные распределения видов и количества диагностируемого оборудования, выявленных дефектов, условий продления эксплуатации.
Выполнен анализ влияния внезапных неплановых ремонтов и замены оборудования, возникающих в эксплуатации, на снижение надежности и эффективности эксплуатации по фактическому техническому состоянию. Показана актуальность разработки методики прогнозирования ремонтов и замен оборудования для обеспечения надежности и эффективности продолжения его эксплуатации.
Ключевые слова: объекты добычи газа, северные месторождения, оборудование, надежность и эффективность эксплуатации, диагностирование, дефекты, условия эксплуатации, фактическое техническое состояние.
Северные нефтегазоконденсатные месторождения Надым-Пур-Тазовского региона и полуострова Ямал (табл. 1) по запасам углеводородного сырья для ОАО «Газпром» являются стратегическими регионами добычи газа, газового конденсата (нефти) на долгосрочную перспективу [1].
Как показано в таблице 1, производственные объекты добычи газа, газового конденсата, нефти северных месторождений были построены и введены в эксплуатацию около 30 и более лет назад.
В составе этих объектов эксплуатируется большое количество (десятки тысяч единиц) различных видов высокорискового (потенциально опасного) оборудования. Поэтому обеспечение работоспособного состояния оборудования, несомненно, оказывает определяющее влияние на обеспечение надежной и безаварийной эксплуатации опасных производственных объектов газодобывающих обществ ОАО «Газпром».
На рисунке 1 представлено распределение оборудования дочерних обществ ОАО «Газпром» - недропользователей северных месторождений по текущим срокам его эксплуатации (наработки). Таким образом, к настоящему времени от 50 до 80% оборудования объектов добычи северных месторождений имеет наработку более 20 лет и выработало проектный срок эксплуатации. С течением времени количество такого оборудования увеличивается. При исчерпании оборудованием проектного или ранее назначенного срока эксплуатации в соответствии с нормативными требованиями для продолжения его дальнейшей эксплуатации выполняются его диагностирование, ремонт или замена конструктивных элементов, достигающих предельного состояния, экспертиза промышленной безопасности, по результатам которых определяются возможность, сроки и условия продления сроков эксплуатации. В ОАО «Газпром» под руководством Де-
партамента по добыче газа, газового конденсата, нефти ежегодно проводится значительный объем работ по диагностированию оборудования объектов добычи газа северных месторождений, исчерпавшего первоначально назначенный (проектный) или ранее назначенный срок эксплуатации. Фактическое количество оборудования объектов добычи северных месторождений, прошедшего диагностирование в 2012-2013 гг., представлено в таблице 2.
Ежегодно количество такого оборудования доходит до 6 тыс. единиц. В перспективе, по мере увеличения наработки, прогнозируется увеличение количества оборудования, подлежащего диагностированию. Работы по диагностированию оборудования выполняются в соответствии с требованиями Федерального закона «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» [2], нормативно-техническими документов
Рис. 1. Распределение текущих сроков эксплуатации (наработки) оборудования по объектам северных месторождений
(НТД) Ростехнадзора [3, 4 и др.] и НТД системы стандартизации ОАО «Газпром» - СТО Газпром [5 и др.]. Проведение работ по диагностированию осуществляется подрядным способом. Исполнителями работ по диагностированию являются подрядные экспертные диагностические организации, имеющие соответствующие лицензии, аттестации, аккредитации, материально-техническое обеспечение и положительный опыт работы. В проведении работ по диагностированию оборудования объектов добычи северных месторождений принимают участие 11 подрядных экспертных диагностических организаций. Около половины из них имеют опыт работы более 10 лет.
Далее представлены результаты анализа данных выполнения работ по диагностированию оборудования объектов северных месторождений в 2012-2013 гг. На рисунке 2 представлено распределение видов и количества оборудования, прошедшего диагностирование в 2012-2013 гг., по объектам добычи северных месторождений. В таблице 3 представлено обобщенное распределение количества (в %) выявленных дефектов и несоответствий оборудования объектов добы-
чи газа северных месторождений по результатам его диагностирования в 2012-2013 гг. Распределения показывают, что преобладающими дефектами являются коррозионный и эрозионный износ (24-63%), дефекты поверхности (до 23%) и несоответствия конструкции элементов требованиям проекта и НТД (до 25%).
По результатам диагностирования оборудования обоснованы и приняты решения о возможности и условиях
продления его эксплуатации (табл. 4). Как показано в таблице 4, в зависимости от видов оборудования и его повреж-денности условиями продолжения эксплуатации от 38 до 100% случаев являются продолжение эксплуатации на установленных рабочих параметрах, до 30% - продолжение эксплуатации с ограничением рабочих параметров и/или проведением периодического контроля, до 28% - продолжение эксплуатации с ограничением рабочих па-
Таблица 1. Общие сведения об основных нефтегазоконденсатных месторождениях Надым-Пур-Тазовского региона и полуострова Ямал
Наименование месторождения Тип месторождения* Год начала добычи / срок эксплуатации (лет) Недропользователь - дочернее общество ОАО «Газпром»
Уренгойское НГК 1978/35 ООО «Газпром добыча Уренгой»
Северо-Уренгойское Г 1987/26
Ен-Яхинское НГК 1985/28
Песцовое НГК 2004/9
Ямбургское НГК 1991/22 ООО «Газпром добыча Ямбург»
Заполярное НГК 2001/12
Тазовское НГК -
Северо-Парусовое Г -
Медвежье НГК 1972/41 ООО «Газпром добыча Надым»
Ямсовейское ГК 1997/16
Юбилейное НГК 1992/21
Харасавэйское ГК -
Бованенковское НГК 2012/1
Комсомольское Г 1993/20 ООО «Газпром добыча Ноябрьск»
Еты-Пуровское Г 2004/9
Западно-Таркосалинское НГК 1996/17
* НГК - нефтегазоконденсатное месторождение; Г - газовое месторождение; ГК - газоконденсатное месторождение.
ДИАГНОСТИКА
Таблица 2. Фактическое количество оборудования, прошедшего диагностирование в 2012-2013 гг.
Недропользователь - дочернее общество ОАО «Газпром» Количество оборудования, прошедшего диагностирование, ед.
2012 г. 2013 г.
ООО «Газпром добыча Надым» 749 970
ООО «Газпром добыча Ноябрьск» 547 1308
ООО «Газпром добыча Уренгой» 1954 1756
ООО «Газпром добыча Ямбург» 2483 2096
2012 год
" Г. ф <Гн1пр«и ы>а Надыи ООО девы« Не ОООТярпрспдрЙич! V р г м I р ООО . Г»:прэи и4иа Я и 6|Р I
■ Фонтанная арматура Я Оборудование энергетики Г Насосы и компрессоры I Сосуды и аппараты Трубопроводы Щ За порно-регулирующая арматура
Рис. 2. Распределение видов и количества оборудования, прошедшего диагностирование в 2012-2013 гг.
раметров или проведением отсроченного (планового) ремонта или замены, до 40% - проведение ремонта или замены после диагностирования. Все выявленные по результатам нераз-рушающего контроля недопустимые дефекты оборудования при его диагностировании были оценены, приняты
решения о возможности и условиях продолжения его эксплуатации. Оборудование с выявленными недопустимыми дефектами было оперативно выведено из эксплуатации, отремонтировано или заменено, по остающемуся в эксплуатации оборудованию предложены предупредительные мероприятия.
На рисунке 3 в качества примера проиллюстрированы выявленные при диагностировании растрескивания металла корпуса задвижек фонтанной арматуры UPETROM румынского производства. По результатам неразрушающего контроля из 239 задвижек 31 скважины ООО «Газпром добыча Ноябрьск» в 21 задвижке выявлены 38 трещин. Из 446 задвижек 63 скважин ООО «Газпром добыча Уренгой» в 7 задвижках выявлены 26 трещин. В соответствии с НТД эксплуатация задвижек с такими выявленными трещинами недопустима. Все задвижки с выявленными дефектами были выведены из эксплуатации и заменены. Тем самым предупреждены их возможные хрупкие разрушения. Таким образом, возрастающее количество оборудования, выработавшего ранее назначенные сроки эксплуатации, накапливаемые дефекты и принимаемые решения об условиях продления его эксплуатации показывают возрастающую актуальность работ по диагностированию и ремонту оборудования по фактическому техническому состоянию. На рисунке 4 представлено обобщенное распределение принятых решений об условиях продления эксплуатации оборудования объектов добычи северных месторождений по результатам его диагностирования в 2012-2013 гг. Наглядно показано, что в подавляющем большинстве случаев (от 76 до 95%) принимается решение о продолжении эксплуатации оборудования на установленных рабочих параметрах (без дополнительных ограничений) - зеленые столбики на диаграммах; от 5 до 30% - продолжение эксплуатации с ограничением рабочих параметров, периодическим контролем выявленных дефектов и проведением отсроченного (планового) ремонта; от 3 до 20% - проведение неплановых ремонта или замены конструктивных элементов с выявленными недопустимыми критическими дефектами - красные столбики на диаграммах.
Статистический анализ данных многократных диагностирований оборудования показывает, что по мере увеличения наработки (длительности эксплуатации) количество дефектов его конструктивных элементов увели-
Таблица 3. Виды и количество (в %) выявленных дефектов и несоответствий оборудования по результатам диагностирования в 2012-2013 гг.
Виды выявленных дефектов и несоответствий Количество дефектов (%) по годам диагностирования
2012 г. 2013 г.
Коррозионный и эрозионный износ 63 24
Несплошности основного металла и сварных соединений 7 11
Дефекты поверхности 22 23
Несоответствия конструкции требованиям НТД и проекту 7 25
Отклонения геометрии <1 14
Повышенная вибрация - 2
Трещиноподобные повреждения <1 -
Разрушение опорных конструкций <1 1
40
№ 2 февраль 2014 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
Таблица 4. Распределение решений о продолжении дальнейшей эксплуатации оборудования, %
Вид оборудования Продолжение эксплуатации на установленных параметрах Подконтрольная эксплуатация при установленных параметрах Подконтрольная эксплуатация со снижением давления Ремонт (замена)
2012 г.
Фонтанная арматура 38 21 28 13
Сосуды и аппараты 79 14 0 7
Трубопроводы 52 30 1 18
Резервуары 69 11 0 20
Насосы и компрессоры 100 0 0 0
Арматура трубопроводная 100 0 0 0
Электродвигатели, светильники 100 0 0 <1
Газовое оборудование 98 2 0 0
2013 г.
Фонтанная арматура 51 2 7 40
Сосуды и аппараты 87 6 0 7
Трубопроводы 72 20 2 6
Резервуары 69 13 2 17
Насосы и компрессоры 92 0 0 8
Арматура трубопроводная 100 0 0 0
Электродвигатели 93 0 0 7
Рис. 3. Растрескивание металла корпуса задвижек фонтанной арматуры UPETROM (Румыния): стрелками показаны трещины
чивается. Вместе с этим увеличивается количество выявляемых недопустимых (критических) дефектов. Внезапное выявление при эксплуатации и при диагностировании недопустимых дефектов, как правило, требует проведения неплановых ремонтов или замен конструктивных элементов оборудования. Опыт эксплуатации показывает, что финансовые затраты и неплановые простои оборудования на проведение его неплановых (непрогнозируемых) ремонтов и замен в несколько раз превышают аналогичные показатели для плановых отсроченных (прогнозируемых) ремонтов и замен. Как показано на рисунке 5, к концу определенных периодов эксплуатации Т5, Т2, ..., Тп за счет эксплуатационной повреждаемости и накопления дефектов происходит снижение показателей надежности эксплуатации оборудования (красная линия). При проведении в эти моменты времени соответственно 1-го, 2-го, ..., п-го диагностирований производятся контроль, оценка технического состояния и восстановление работоспособности оборудования за счет и ремонтов и замен конструктивных элементов с выявленными недопустимыми дефектами.
ООО «Газпром добыча Уренгой»
Поскольку количество выявляемых недопустимых дефектов увеличивается, число неплановых (непрогнозируемых) ремонтов, замен, время на восстановле-
ние работоспособности также растет, поэтому надежность продолжения эксплуатации оборудования по фактическому техническому состоянию снижается.
ДИАГНОСТИКА
■ Продолжен*» эксплуатации на установленных параметрах
Продолжение эксплуатации с проведением отсроченного (планового) ремонта или каноны
Продолжение эксплуатации с ограничением рабочих параметров я/ипи проведением периодического контроля Проведение ремонта или замены поспе диагностирования
Кроме того, как показано на рисунке 6, за счет увеличения количества неплановых (непрогнозируемых) ремонтов и замен оборудования возникают неплановые (непрогнозируемые) затраты на их проведение - желтая область на графике. Это приводит к существенному увеличению и погрешности прогнозирования (планирования) суммарных затрат на восстановление работоспособности оборудования (красная область на графике) и снижению эффективности его эксплуатации по фактическому техническому состоянию. Поэтому в современных условиях и на перспективу количество оборудования, подлежащего продлению сроков эксплуатации, и объемы финансирования на обеспечение его эксплуатации по фактическому техническому состоянию будут возрастать, а по мере дальнейшего увеличения наработки оборудования количество внезапных непрогнозируемых (неплановых) ремонтов и замен будет увеличиваться. Надежность и эффективность эксплуатации оборудования и объектов газодобывающих предприятий при этом могут снижаться.
Такая ситуация, а также большое количество и длительность эксплуатации оборудования объектов добычи определяют актуальность и значимость разработки методики прогнозирования его ремонтов и замен для обеспечения надежности и эффективности продолжения эксплуатации по фактическому техническому состоянию, а также обеспечения надежности и эффективности объектов газодобывающих предприятий в целом.
Решение этой задачи возможно на основе исследования факторов и закономерностей возникновения внезапных (неплановых) ремонтов и замен оборудования и разработки на этой основе теоретических основ и методов прогнозирования (неплановых) ремонтов и замен оборудования. Для практического применения методические принципы прогнозирования (неплановых) ремонтов и замен оборудования могут быть разработаны, апробированы, а затем реализованы в виде положений нормативных документов. При этом должны быть учтены
Рис. 4. Обобщенное распределение условий продления эксплуатации оборудования по результатам диагностирования за 2012-2013 гг.
К 4
- -1 - -£Л- \ \ \ -^
Т. время
Рис. 5. Влияние неплановых ремонтов (замен) на снижение надежности эксплуатации оборудования по фактическому техническому состоянию
Тп - время проведения работ по продлению сроков эксплуатации; ^ - снижение надежности при эксплуатации (перед началом работ по продлению срока эксплуатации);
^ - повышение надежности за счет диагностирования и восстановления работоспособности (ремонтов и замен); - область снижения надежности
Рис. 6. Влияние неплановых ремонтов (замен) на снижение эффективности эксплуатации оборудования по фактическому техническому состоянию
Зд - затраты на диагностическое обслуживание; З^ - суммарные затраты на диагностическое обслуживание и восстановление работоспособности; ЗП - затраты на плановые ремонты и замены; - затраты на внезапные (внеплановые) ремонты и замены; - повышение
и погрешность прогнозирования суммарных затрат на диагностическое обслуживание и восстановление работоспособности
недопустимые дефекты оборудования, определять сроки и условия продления его эксплуатации.
3. Количество оборудования, сроки эксплуатации которого подлежат продлению, количество его дефектов, внезапных непрогнозируемых (неплановых) ремонтов и замен увеличиваются. Это способствует снижению надежности и эффективности дальнейшего продолжения эксплуатации оборудования по фактическому техническому состоянию и объектов добычи газа в целом.
4. Надежность и эффективность продолжения эксплуатации оборудования по фактическому техническому состоянию может быть обеспечена разработкой, апробацией и применением методических принципов прогнозирования ремонтов и замен, которые могут быть отражены в положениях нормативных документов.
Литература:
1. Газпром в цифрах 2008-2012 гг.: справочник. - http://www.gazprom.rU/f/posts/97/827102/gazprom-reference-figures-2008-2012-rus.pdf.
2. Федеральный закон № 116-ФЗ от 21.07.1997 «О промышленной безопасности опасных производственных объектов».
3. Порядок продления срока безопасной эксплуатации технических устройств, оборудования и сооружений на опасных производственных объектах (утв. Приказом Министерства природных ресурсов и экологии Российской Федерации № 195 от 30.06.2009).
4. РД 03-421-01 «Методические указания по проведению диагностирования технического состояния и определению остаточного срока службы сосудов и аппаратов».
5. СТО Газпром 2-2.3-491-2010 «Техническое диагностирование сосудов, работающих под давлением на объектах ОАО «Газпром».
B.A. Yerekhinsky, Chief Process Engineer of the Wells Operation, Field Production Project Sites Diagnostics and Repair Group of the Gas and Gas (Oil) Condensate Production Department, Gazprom JSC, e-mail: B.Erekhinskiy@adm.gazprom.ru
Analysis of the diagnostics results of the northern fields gas production facilities equipment (according to the works for 2012-2013)
Results of the analysis, systematization and summary of diagnostics results data of the northern oil/gas-condensate fields gas production facilities equipment. Temporary distribution of types and amount of the equipment being diagnosed, defects identified, operation extension conditions are presented.
The analysis of influence of unexpected unscheduled repairs and equipment replacement occurring during operation on reduction of operation reliability and efficiency was performed in accordance with the actual technical condition. Timeliness of development of the methods to forecast repairs and equipment replacement to ensure reliability and efficiency of its operation continuing was shown.
Keywords: gas production facilities, northern fields, equipment, operation reliability and efficiency, diagnostics, defects, operating conditions, actual technical condition.
References:
1. Gazprom in figures 2008-2012: reference book. - http://www.gazprom.ru/f/posts/97/827102/gazprom-reference-figures-2008-2012-rus.pdf.
2. Federal Law No. 116-FZ «O promyshlennoi bezopasnosti opasnykh proizvodstvennykh ob'ektov» («On industrial safety of hazardous production facilities»), dated 21.07.1997.
3. Poryadok prodleniya sroka bezopasnoi ekspluatatsii tekhnicheskikh ustroistv, oborudovaniya i sooruzheni na opasnykh proizvodstvennykh ob'ektakh (Procedure for safe operation extension of technical devices, equipment and structures at hazardous production facilities) (approved by Order of the Ministry of Natural Resources and Environment of the Russian Federation No. 195 dated 30.06.2009).
4. Working Documentation 03-421-01 «Metodicheskie ukazaniya po provedeniyu diagnostirovaniya tekhnicheskogo sostoyaniya i opredeleniyu ostatochnogo sroka sluzhby sosudov i apparatov» («Methodical guidelines to diagnose technical condition and determine remaining service life of vessels and equipment»).
5. STO Gazprom 2-2.3-491-2010 «Tekhnicheskoe diagnostirovanie sosudov, rabotayutshikh pod davleniem na ob'ektakh OAO «Gazprom» («Technical diagnostics of vessels working under pressure at Gazprom JSC facilities»).
ООО «Газпром добыча Ноябрьск»
не только накапливаемые данные диагностирования о техническом состоянии оборудования, но и экономические данные об эффективности мероприятий по его диагностированию и продлению сроков эксплуатации, восстановлению работоспособности и обеспечению его эксплуатации по фактическому техническому состоянию.
РЕЗУЛЬТАТЫ И ВЫВОДЫ:
1. Диагностирование оборудования объектов добычи газа северных месторождений выполняется с привлечением подрядных экспертных (диагностических) организаций, имеющих достаточный опыт работы.
2. Применяемые методы диагностирования позволяют выявлять и устранять
