CC BY
20
УДК 338.45:622.276:622.324.004.67
В. в. шлллй
К. А. ШУМАКОВ
Омский государственный технический университет
ОПРЕДЕЛЕНИЕ
ЭКОНОМИЧЕСКИ ЭФФЕКТИВНЫХ МЕТОДОВ РЕМОНТА УЧАСТКОВ_
В данной статье предлагается технико-экономический подход для оправданного выбора между заменой участка трубопровода и выборочным приведением его к нормативу с устранением дефектов.
К настоящему времени, согласно [1], 30% газопроводов и 46% нефтепроводов эксплуатируются более 20 лет, а 5% газопроводов, 25% нефтепроводов и 34% продуктопровода построено более 30 лет назад. Срок службы большого количества трубопроводов превысил срок амортизации линейной части (33 года).
Проведение полной замены эксплуатируемых более 33 лет трубопроводов ограничено высокой стоимостью и длительными сроками проведения ремонтных работ. Для предотвращения массовых отказов проводится выборочный ремонт дефектных месттру-бопроводов, выявленных при проведении внутри-трубной диагностики.
Существуют следующие методы ремонта дефектных мест магистральных нефтепроводов (МН):
1) замена дефектного участка трубопровода;
2) замена изоляции дефектного участка с устранением всех дефектов;
3) выборочный ремонт дефектов вырезкой катушек;
4) выборочный ремонт дефектов с использованием ремонтных конструкций (ремонтных муфт);
5) выборочный ремонт дефектов шлифовкой или заваркой.
Разрешенные методы ремонта для каждого дефекта определяются согласно рекомендаций [2].
Предлагаемый алгоритм включает следующий порядок выбора экономически эффективного метода ремонта дефектного участка:
1) определение границ участков требующих ремонта на основе результатам анализа распределения дефектов подлине МН;
2) определение методов ремонта каждого дефекта внутри выбранного участка;
3) определение стоимости выборочного ремонта дефектов на участке и стоимости замены трубы;
4) определение стоимости приведения участка к нормативу;
5) сравнение стоимости выполнения на каждом участке замены трубы и выборочного приведение к нормативу.
Исходными данными для определения эффективного метода ремонта участка являются: параметры дефектов по результатам внутритрубной диагностики, данные по стоимости ремонта в зависимости от метода, диаметра трубопровода и типа грунта.
Выбор метода выборочного ремонта дефектов вы-полняртся на основании рекомендаций [2] в зависи-I мости от типа дефекта.
Дефекты первоочередного ремонта (ПОР) в анализе не учитываются. Это связано с тем, что программа ремонта участков составляется на последующие годы, а согласно нормативным документам устранение дефектов ПОР должно осуществляться выборочным методом в течение того года, когда они были выявлены.
При назначении выборочного ремонта дефекта учитывается взаимное расположение дефектов, т.е. устранение нескольких дефектов одновременно (например, одной ремонтной конструкцией). Метод ремонта группы дефектов, устраняемых совместно, соответствует методу ремонта дефекта с наивысшим приоритетом.
Распределение приоритетов методов ремонта в порядке убывания:
1) врезка катушки;
2) установка ремонтной конструкции;
3) заварка;
4) шлифовка;
Учитывая вероятные отклонения фактических параметров дефектов по результатам внутритрубной диагностики от параметров по результатам дополнительного дефектоскопического контроля для расчетов используются усредненные значения длин ремонтных конструкций.
При выполнении приведения участка к нормативу учитываются следующие виды работ:
— выборочное устранение дефектов;
— устранение временных ремонтных конструкций;
— выборочное устранение подкладных колец;
— замена секций труб с не соответствующей проекту толщиной стенки;
— замена секций труб с ресурсом эксплуатации менее заданной величины;
— замена изоляционного покрытия не соответствующего требованиям [3];
— приведение глубины залегания нефтепровода в соответствии с требованиями [5].
Подкладные кольца применялись при сварке поперечных стыков труб нефтепроводов, со сроком эксплуатации более 30 лет. Их массовое наличие на трубопроводе препятствует проведению внутритрубной диагностики сварных швов.
Определение ресурса каждой секции трубопровода определяется по методикам, предложенным в руководящем документе [3].
Критерием в принятии технического решения о выборе метода ремонта должно служить неравенство:
^ * ^норм. ^ трубы.
Здесь к — коэффициент, учитывающий перебазировки техники, возможность одновременного приведения участка нефтепровода к нормативу сразу по всем параметрам;
с,10„„ — стоимость ремонта при приведении ремонтируемого участка к нормативным требованиям; СтруГш — стоимость полной замены трубы на рассматриваемом участке.
При выполнении этого неравенства в качестве окончательного метода ремонта принимается - замена трубы, в остальных случаях - выборочный ремонт.
Определение стоимости ремонта при приведении участка к нормативным требованиям
Стоимость приведения к нормативным требованиям определяется суммой затрат на все виды работ, выполняемые при ремонте:
^-нор.ч. Вь1б +СВРК +СПК +Снепр +Срес +
+ +Сгл + Сдл,з. , ТЫС.руб.,
(1)
0)ы(5. - Х^ф ' I ТЫС.руб.
(2)
СвРК. врез катуипшХГ1ВРК . ТЫС.руб.
(3)
Спк. врез.катушки хппк . тыс.руб.
(4)
где пнепр — количество секций труб с не соответствующей проекту толщиной стенки (по результатам аттестации), шт.
где Сш6 — стоимость выборочного устранения всех дефектов на участке, тыс.руб.;
С„рк — стоимость выборочного устранения временных ремонтных конструкций с истекающим сроком эксплуатации, тыс. руб.;
Спк — стоимость выборочного устранения всех подкладных колец, тыс. руб.;
^непр. — стоимость замены секций труб с не соответствующей проекту толщиной стенки, тыс. руб.; Срес. ~ стоимость замены секций труб с ограниченным ресурсом;
Ся — стоимость замены изоляции на участках с отклонением от норматива переходного сопротивления, тыс. руб.;
Сгл — стоимость восстановления нормативной глубины залегания, тыс. руб.;
Сд.из. ~ стоимость замены изоляции на участках, где выявлены дефекты изоляции при комплексном обследовании, тыс. руб.
Определение стоимости выборочного ремонта дефектов на участке выполняется по следующей формуле;
где С^еф1 — стоимость устранения ¡-го дефекта, тыс.руб. п — количество дефектов на участке с плотностью более или равной 30 деф./км, шт;
Срес. =С1„,х1рес. . тыс.руб.
(6)
где С|км — стоимость замены 1 км трубопровода, тыс. руб;
ЦИс. ~ мина участков из сталей 14ХГС, 19Г, Ц, ТУ 14-3-602-77 с ресурсом менее или равным двум межаттестационным периодам, км.
^н. С, И]х1(
тыс.руб.
(7)
где С",',, — стоимость замены 1 км изоляции трубопровода, тыс. руб;
- длина участков с отклонением от норматива переходного сопротивления изоляции, км;
С = С'л х пч
ГЛ. IЛЛ1 гл.
тыс.руб.
(8)
где СГ„ — стоимость восстановления 1 км нормативной глубины залегания, тыс. руб.; Ш Алина участков, имеющих не соответствующую СНиП 2.05.06-85" глубину залегания, км;
С = С"
^д.из. >-|1
I А из.
тыс.руб.
(9)
где Ц^лз — длина участков, где выявлены дефекты изоляции при комплексном обследовании, км;
Определение стоимости замены трубы на участке выполняется по следующей формуле:
. =С1тх1Г. тыс' РУ6'
(Ю)
где врез ка/пушки ~ стоимость врезки катушки, тыс. руб. пврк ~ количество временных ремонтных конструкций с истекающим сроком службы на анализируемом участке, шт.
где ппк - количество подкладных колец на анализируемом участке, шт.
где [Г — длина анализируемого участка, км.
В качестве примера приведем результаты выбора метода ремонта для одного из участков магистрального нефтепровода ОАО «Транссибнефть»:
1. По результатам анализа распределения дефектов по протяженности нефтепровода выбран участок протяженностью 1,019 км. На указанном участке имеется 104 дефекта, подлежащих ремонту. Плотность распределения дефектов составляет 102 шт./км. По этой причине определена граница участка, требующего ремонта.
2. Определение методов ремонта каждого дефекта внутри выбранного участка.
Дефекты, подлежащие ремонту, распределились по типам на участке следующим образом:
— потери металла - 76 шт.,
— дефекты поперечного шва - 26 шт.,
— прочие - 2 шт.
Методы ремонта для каждого дефекта назначены в зависимости от их геометрических параметров на основании рекомендаций [2].
Сведения по стоимости ремонта приведены в условных единицах.
Фрагмент распределения дефектов по протяженности выбранного участка МН представлен в табл. 1.
Результирующие данные по методам ремонта дефектов с учетом их взаимного расположения приведены в табл. 2.
3. Определение стоимости выборочного ремонта дефектов на каждом участке и стоимости замены трубы.
С.*». = £ С„еф, = 16 X 30 + 34 X 80 +1X120 +
С -С ХП
непр врез катушки непр.
, тыс.руо.
(5)
+ 22x80 + 1x80 = 5160 тыс.руб.
Километр нефтепровода Тип дефекта Метод ремонта по рекомендациям |2] Метод ремонта с учетом взаимного расположения дефектов Стоимость ремонта, у.е.
58.918 аномалия поп. шва галтельная муфта галтельная муфта 74.9
68.918 аномалия поп. шва галтельная муфта
68.982 аномалия поп. шва галтельная муфта галтельная муфта 74.9
69.325 потеря металла обжимная муфта
69.325 потеря металла обжимная муфта
69.325 потеря металла обжимная муфта
69.325 потеря металла шлифование обжимная муфта 73.7
69.326 потеря металла шлифование
69.326 потеря металла обжимная муфта
69.326 потеря металла шлифование
69.362 потеря металла обжимная муфта обжимная муфта 73.7
Таблица 2
Тип дефектов Методы ремонта Количество ремонтов, шт. Количество ремонтов с учетом взаимного расположения дефектов, шт. Ориентировочная стоимость 1 ремонта в зависимости от метода, у.е. Общая стоимость, у.е
Потери металла шлифование 21 16 30 480
обжимная муфта 54 34 80 2720
композитная муфта 1 1 120 120
Дефекты поперечного шва галтельная муфта 26 22 80 1760
Прочие обжимная муфта 2 1 80 80
ИТОГО 104 74 390 5160
4. Определение стоимости приведения каждого участка к нормативу.
На указанном участке имеются следующие отклонения от нормативных требований:
1) имеется 1 временная ремонтная конструкция, допустимый срок эксплуатации которой истекает через 2 года;
2) подкладные кольца по результатам внутри-трубной диагностики отсутствуют;
3) по результатам аттестации имеется 4 секции с несоответствующей проекту толщиной стенки;
4) 230 метров трубопровода выполнено из сталей 19Г с остаточным ресурсом 8 лет, что менее двух межаттестационных периодов;
5) имеется 460 метров с отклонением от норматива переходного сопротивления изоляции, содержащие выявленные по результатам комплексного обследования дефекты изоляции. Указанный участок не совпадает по положению с участками, отмеченными в п.З и 4:
6) на 50 метрах трубопровода имеется отклонение глубины залегания от требований СНиП 2.05.06-85" на 30 см.
Рассчитываем стоимость выборочного приведения участка к нормативу.
СВРК. =сър^туш^пврк = 347x1 = 347у.е,;
С ПК -С ¡реэ.катушки* ППК ~ 0У-е-<"
с>тр=сзрезютушкихпкепр = 347х4 = 1388у.е.;
Срг, = X п;ес = 16500Х 0,23 = 3795у.е.; = сич * = 4442 хО,46 = 2043у.е.; Сы = С," =360x0,05= 13у. е.;
Ошр.м, -СЙиб +Сврк + Спк + Снтр + Срес +
+ск+сгл+сдаз =
= 5160 + 347 + 0 + 1388 + 3795 +
+ 2043 + 18 + 0 = 12751у.е.;
Рассчитываем стоимость полной замены участка:
Сшрубы. =С1т*1Г =16500x1,019 = 16814у.е.
5. Сравнение стоимости выполнения на каждом участке замены трубы и выборочного приведение к нормативу.
Учитывая перебазировки техники, невозможность одновременного приведения участка нефтепровода к нормативу сразу по всем параметрам целесообразно проведение выборочного ремонта на участках, где его стоимость меньше стоимости замены трубы в 2 раза. Таким образом к — 2.
^ Х СНОрм. > С трубы.
Проводим сравнение:
2х 12751 > 16814;
В качестве окончательного метода ремонта принимается - замена трубы. При условии рассмотрения
необходимости устранения дефектов без учета других факторов выборочный ремонт является более эффективным.
Библиографический список
1. Промышленная безопасность в системе магистральных нефтепроводов/Под редакцией Шахматова М.В. Российская академия наук. 2001.
2. РД 153-39.4-067-04. Методы ремонта дефектных участков действующих магистральных нефтепроводов. Руководящий документ. - М.: АК "Транснефть", ОАО "ЦТД "Диаскан", 2000, 48 с.
3. РД 153-39.4Р-119-02. "Методика оценки работоспособности и проведения аттестации эксплуатирующихся магистральных нефтепроводов" - М.: АК "Транснефть", 2002,54 с.
4. ГОСТР51164-98.Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии.
5. Строительные нормы и правила СНиП 2.05.06-85". Магист-ральныетрубопроводы/Минстрой России. -М.: ГУП ЦПП, 1997, 60 с.
ШАЛАИ Виктор Владимирович, доктор технических наук, профессор кафедры стандартизации и сертификации.
ШУМАКОВ Константин Александрович, аспирант кафедры стандартизации и сертификации.
Информация
ЕСТЬ
МИЛЛИОННАЯ ТОННА НЕФТИ
В ночь с 16 на 17 марта нефтяники Западно-Крапивинского месторождения Омской области добыли миллионную тонну нефти с начала освоения промысла.
Освоение месторождения началось в 2001 году. В процессе разработки нефтепромысла выяснилось, что объем извлекаемых запасов нефти в несколько раз превышает первоначальную оценку. На текущий момент ежесуточный объем добычи составляет свыше 2600 тонн. В текущем году планируется выйти на добычу уже до 3000 тонн нефти в сутки.
http://www.omskportal.ru/
