География и геология. Техника и технология геологоразведовательных работ.

Федин Д.В.

Томский политехнический университет, Россия

Распределение отказов линейной части магистрального трубопровода.

Линейная часть нефтепровода состоит из последовательно соединенных восстанавливаемых труб. При отказе на линейном участке практически восстанавливается только отказавший элемент (труба). Отдельные трубы (элементы) имеют произвольное распределение времени работы до отказа. Среднее время между отказами может быть принято для всех труб одного типоразмера и сорта стали одинаковыми только для начального момента эксплуатации. С течением времени под действием различных факторов среднее время между отказами труб изменяется в зависимости от места расположения трубы, уменьшаясь, как правило, к началу линейного участка. Поэтому время работы линейной части (системы) до первого отказа будут отличаться от времени работы между первым и вторым и последующими отказами. При этом изменяются и законы распределения соответствующих случайных величин, характеризующих механические свойства металла труб.

В процессе эксплуатации линейной части механический износ труб происходит неравномерно вдоль трассы трубопровода. На начальных участках трассы после насосной станции трубы изнашиваются и стареют более интенсивно, чем на последующих. На рис. 1. представлена обобщенная гистограмма отказа труб нефтепровода Омск-Иркутск, построенная по данным ОАО “Транснефть”, в зависимости от места расположения события на линейном участке. [1]

Рис. 1. Гистограмма отказов вдоль линейной части магистрального нефтепровода Омск – Иркутск за 35 лет эксплуатации

Всего учтены отказы с 25 линейных участков за 35 лет эксплуатации нефтепровода. Из этой гистограммы видно, что 60 % отказов произошло на начальной части каждого участка нефтепровода (25 % от длины L линейного участка), в том числе 40 % на первых километрах (10 % от длины линейного участка). Вывод о том, что трубы стареют и изнашиваются быстрее вначале каждого линейного участка на трубопроводах, подтверждается и на других нефтепроводах. Такая же тенденция найдена и исследована ВНИИГАЗа на действующих газопроводах.

Анализ аварий на нефтепроводах объединения, осуществленный за последние девять лет показал, что они распределяются неравномерно на участках между НПС. Перегон разделяется равномерно на четыре отрезка, с относительной длиной каждого 25 % общей длины участка l₁/l₀, где l₀ – расстояние между двумя соседними насосными станциями (НС); l – расположение места аварийной точки относительно НПС.

Процентное распределение числа аварий на нефтепроводах с 1987 по 1996 г. приведено в табл. 1.

Таблица 1. Распределение числа аварий по участкам.

Показатель	Относительное расстояние
	0≤ l1/l0≤0,25	0,25≤ l1/l0≤0,5	0,5≤ l1/l0≤0,75	0,75≤ l1/l0≤1
Число аварий Из них на участках категории: I II III Доля аварий от их общего числа, %	21 2 9 10 60	9 0 5 4 25,7	3 0 1 2 8,6	2 0 0 2 5,7

Рис. 2. Доли аварий от их общего числа, %.

Видно, что наибольшее число аварий происходит на участках до 0,25 L (60 % общего числа аварий). На участке от 0,25 L до 0,5 L происходит до 26 % аварий, что в два раза меньше, чем на первом участке. На участке от 0,5 L до L происходит около 14 % аварий, что в два раза меньше, чем на втором, и в четыре раза меньше чем на первом участках.

Это обстоятельство необходимо иметь в виду при распределении технических и людских ресурсов при ликвидации аварийных ситуаций или при проведении профилактических работ. Кроме того, при диагностике технического состояния участков необходимо рассматривать в первую очередь те участки, которые соответствуют II и III категории прокладки, так как аварийных ситуаций на участках I категории практически не бывает.

Проанализировав данные эксплуатации линейной части нефтегазопроводов и ресурс каждого линейного участка (выше трубопровод был разделен на три участка), первый участок трубопровода мы предлагаем отнести к потенциально опасным (так как на нем за все время эксплуатации произошло более 60 % всех аварий) и, следовательно, по отношению к данному участку можно применять те же методы повышения надежности эксплуатации участка, что к классу потенциально опасных, такие как изменения толщины стенки трубы, марки стали и др. Причем увеличение толщены стенки производить с учетом изменения внутреннего давления, а также не забывая о внешних факторах, влияющих на долговечность эксплуатации трубопровода. Также к этим факторам относятся другие потенциально опасные участки, которые могут располагаться непосредственно на рассматриваемом линейном участке (на первом). На втором участке произошло примерно 26 % от общего числа аварий. На уменьшение количества аварий главным образом сказывается уменьшение внутреннего давления трубопровода (высокое внутреннее давление, повышенная напряженность – главные факторы, влияющие на долговечность эксплуатации трубопровода). Это подтверждает тот факт, что на последнем участке число аварий минимально и составляет всего 5,7 %. Опираясь на данные можно сделать следующий вывод: толщину стенки можно сделать максимально возможной в начальных отрезках трубопровода, отходящих от НПС, и постепенно уменьшать, переходя на следующие отрезки.

При сварочном соединении разница между толщинами соединяемых труб не составит особых проблем, поскольку концентрация напряжений в кольцевых сварных соединениях трубопроводов со смещением кромок δ зависит не от толщины стенки трубы ∆, а от значения относительного смещения кромок. Даже при значительном смещении кромок (∆/δ = 1) обеспечивается 33-летний срок службы нефтегазопровода, поэтому уменьшение номинальной долговечности трубопровода произойдет при ∆/δ<0,8. При строительстве нефтепровода смещение свариваемых кромок не превышает обычно 30 %, что не влияет на его долговечность, следовательно, соединение труб разных толщин не влияет на долговечность трубопровода.

Литература:

1. Курочкин В.В., Малюшин Н.А., Степанов О.А., Мороз А.А. Эксплуатационная долговечность нефтепроводов. – М.: ООО “Недра-Бизнесцентр”, 2001. – 231 с.

2. Харионовский В.В. Надежность и ресурс конструкций газопроводов. – М.: ОАО “Издательство “Недра”, 2000. – 467 с.

3. Ланчаков Г.А., Зорин Е.Е., Степаненко А.И. Работоспособность трубопроводов: В 3-х ч. - М.: ООО "Недра-Бизнесцентр", 2003. - Ч. 3. Диагностика и прогнозирование ресурса. - 291 с.: ил. ISBN 5-8365-0148-3

4. Ланчаков Г.А., Зорин Е.Е., Пашков, Ю.И., Степаненко А.И. Работоспособность трубопроводов: в 3-х ч. 2001. - Ч. 2. Сопротивляемость разрушению. 350 с.: ил