Стратегия защиты

Стратегия защиты

«Газпром нефть» реализует программу повышения надежности трубопроводных систем.

Оборудование TD Williamson (TDW) для проведения ремонтов и реконструкций трубопроводов без их отключения было опробовано на Приобском месторождении «Газпромнефть- Хантоса»

Наличие камер приема-пуска средств очистки и диагностики позволило провести внутритрубную диагностику на трубопроводах общей протяженностью около 400 км

«Газпром нефть» реализует программу повышения надежности трубопроводных систем.

Текст: Федор Носов

Вначале нового века показатели удельной аварийности трубопроводов «Сибнефти», в том числе в сравнении с основными конкурентами из Западной Сибири, были вполне благополучными. Поэтому в преддверии смены собственника необходимость вкладывать деньги в будущую безаварийность нефтяных артерий не была очевидной. Соответственно, удельные затраты на обновление фонда трубопроводов были примерно в три раза ниже, чем у работающих в регионе ВИНКов.

Однако недостаточная активность в работе по замене трубопроводов и огрехи при их эксплуатации привели к тому, что в 2009 году уровень аварийности резко вырос — в три раза по сравнению с показателями 2005 года, а график роста числа отказов принял форму гиперболической кривой. Экологические риски эксплуатации трубопроводов при этом потенциально превысили уровень ежегодных операционных и капитальных затрат компании в этом сегменте более чем в пять раз. Проанализировав причины отказов трубопроводов, специалисты созданного к сентябрю 2009 года управления эксплуатации трубопроводных систем сформировали достаточно полную картину сложившейся ситуации.

По сути, деятельность дочерних обществ «Газпром нефти» по замене трубопроводов в то время сводилась к верстке ежегодных программ на основании количества отказов без ориентации на предупреждение аварий. Решить проблему аварийности можно было лишь за счет долгосрочного планирования замен на основе данных диагностики, позволяющих четко расставить приоритеты в работе. При этом слепое копирование конструкции «скоропостижно» вышедшего из строя трубопровода проблемы не решало — необходимо было заранее выбирать способы защиты. Суть новой концепции по обеспечению целостности трубопроводов свелась к простому положению: «Перейти от ликвидации аварий и бессистемного планирования замены трубопроводов к регламентированной эксплуатации и ремонту на основе мониторинга коррозии и диагностики».

ОТ ФУНКЦИОНАЛЬНОЙ ИЕРАРХИИ К ВЕРТИКАЛИ ПРОЦЕССА

В конце ноября 2009 года на основе концепции в «Газпром нефти» была принята программа повышения надежности трубопроводных систем, направленная на снижение экологических и экономических рисков, предусматривающая увеличение жизненного цикла трубопроводов в 2–3 раза; сокращение показателя удельной аварийности к 2013 году в два раза, а к 2015-му — в четыре раза. Для достижения этих целей в программу был заложен комплекс мероприятий, включающий создание специализированных подразделений по эксплуатации трубопроводов; разработку регламентной базы проектирования, строительства и эксплуатации трубопроводов; проведение диагностики и приоритезацию работ с трубопроводным парком; внедрение новых технологий. Одним из важнейших шагов в рамках реализации программы стала замена иерархической схемы обслуживания трубопроводов по их функциональному назначению на процессную — с созданием четкой управленческой вертикали. В первую очередь эта рокировка была связана с многозадачностью иерархической схемы, для которой снижение аварийности было далеко не первоочередной целью. Уже к маю 2010 года производственные подразделения добывающих предприятий передали находившиеся под их опекой трубопроводы нефтесбора, внешнего транспорта нефти, водоводы в формируемые цеха технического обслуживания и ремонта трубопроводов (ЦТОиРТ) управлений эксплуатации трубопроводов (УЭТ) дочерних обществ. Таким образом, УЭТ стали владельцами процесса сбора и транспортировки жидкости, нефти и газа и взяли на себя ответственность за снижение уровня аварийности.



Менеджеры «Газпром нефти», занимающиеся реализацией программы, прошли обучение в Канаде, школа нефтяников которой считается одной из лучших в мире
УЛУЧШЕНИЯ ПО ПРОГРАММЕ

К началу 2011 года была создана нормативная база по управлению целостностью промысловых трубопроводов и по каждому виду деятельности УЭТ внедрена серия из семи методических указаний по проектированию, строительству и эксплуатации трубопроводов. Финансирование целевой программы превысило уровень идентичных затрат 2009 года примерно в три с половиной раза, что позволило обеспечить управления эксплуатации трубопроводов необходимым оборудованием, транспортом, материалами, новой техникой и технологиями. Впервые при закупках трубной продукции был обеспечен независимый контроль ее качества, а при строительстве трубопроводов — технический надзор.

В 2010 году операции по очистке трубопроводов из эпизодических действий, выполняемых в малом объеме и в основном сторонними организациями, стали рутинной работой ЦТОиРТ, а объемы очистки выросли за счет оборудования камерами приема-пуска средств очистки и диагностики. Наличие таких камер позволило в 2010 году провести и внутритрубную диагностику на напорных трубопроводах и трубопроводах внешнего транспорта нефти общей протяженностью около 400 км. За счет дооснащения критических направлений трубопроводной сети блоками раздачи химреагентов и узлами контроля коррозии была в полтора раза увеличена протяженность защиты ингибированием и отлажена система мониторинга коррозии. Впрочем, все эти меры — не изобретение «Газпром нефти», их применяют многие ВИНКи. Новизна подходов к содержанию трубопроводов — в комплексности разработанной и внедренной за очень короткий срок системы, ориентированной на экономическую и экологическую целесообразность мероприятий с учетом продолжительности последующей разработки месторождений.

КАНАДСКАЯ ФОРМУЛА

Список действующих трубопроводов компании разделен на несколько цветных зон: начиная с благополучных зеленых, через требующие чуть большего внимания желтые — он завершается кричащими красными. Такие цвета трубопроводы приобретают в результате их циклического ранжирования по степени риска эксплуатации, где риск — это произведение вероятности отказа трубопровода на тяжесть последствий.

Система определения рисков настраивается и работает таким образом, что поменять все тревожные цвета на зеленый невозможно. Некоторые ответственные трубопроводы могут тревожить своим красным сигналом буквально с начала эксплуатации, причем это совсем не означает их плачевного состояния, а может быть связано, например, со значительным объемом перекачиваемой нефти, отсутствием диагностической информации, наличием предписаний надзорных органов по объекту и т.д. В любом случае, основная задача — перевод таких трубопроводов на меньший уровень риска.

Подобные системы управления целостностью трубопроводов (Pipeline Integrity Management System, PIMS) отечественные ВИНКи внедряют примерно с 2004 года. Ее основной смысл великолепно изложил один из канадских нефтяников-трубопроводчиков, с которым специалисты «Газпром нефти» встретились во время обучения в Стране кленового листа и поинтересовались, что обеспечивает безаварийность работы трубопроводов: «Когда трубопроводы качественно спроектированы, качественно выполнены строительномонтажные работы, разумеется, с применением качественных комплектующих, а потом трубы чистятся, ингибируются, контролируются, то есть правильно эксплуатируются, никакие суперматериалы не нужны — утечки не будет». Кстати, в Канаде за три утечки нефтяная компания навсегда лишается лицензии.



В «Газпромнефть- Хантосе» диагностика трубопроводов ведется с помощью автолаборатории, оснащенной аппаратурой цифровой радиографии «Фософоматик» и приборами магнитного сканирования труб «Хандскан»
АВТОМАТИЗАЦИЯ И ТЕХНОЛОГИИ

В управлении эксплуатации трубопроводных систем (УЭТС), сформированном в корпоративном центре «Газпром нефти» в августе 2009 года, к своим безусловным достижениям относят срок, за который в компании была внедрена система управления целостностью, — всего год. При этом за счет модернизации программного продукта OIS-PIPE удалось минимизировать влияние человеческого фактора в принятии решений. Эта программа с присоединенными к ней модулями по оптимизации методов защиты и эксплуатации, а также реконструкции и ремонтов промысловых трубопроводов на основе экономических показателей является не только базой данных по техническим параметрам всех трубопроводов компании с функциями учета отказов, визуализации трубопроводной сети, создания гидравлических моделей, расчетов ресурса, но и инструментом учета адресных затрат на эксплуатацию трубопроводов, а самое главное — для автоматической верстки программ замены/реконструкции, диагностики, ингибирования, мониторинга коррозии и очистки. То есть в основе системы лежит не поиск панацеи, а гибкое планирование мероприятий в зависимости от их экономической целесообразности. Именно это условие диктует широту спектра этих мероприятий, постоянное расширение арсенала, используемых на месторождениях технологий.

Например, в «Газпромнефть-Востоке» в качестве временных обводных линий при замене протяженных участков трубопроводов впервые в компании были применены металлические сборно-разборные трубопроводы (МСРТ). В «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегазе» проведены опытно-промышленные работы по внедрению защиты трубопроводов полиэтиленовым лайнером. УЭТ «Газпромнефть-Хантоса» диагностирует трубопроводы с помощью приобретенной в 2010 году автолаборатории на базе КАМАЗа с аппаратурой цифровой радиографии «Фософоматик», приборами магнитного сканирования труб «Хандскан». Последнее техническое новшество, примененное «Хантосом», — использование оборудования TD Williamson (TDW) для проведения ремонтов и реконструкций трубопроводов без их отключения, снижения давления и остановки перекачки нефти. При этом существенно снижаются риски загрязнения окружающей среды. Впервые это оборудование было использовано в апреле нынешнего года на Приобском месторождении при ремонте участка напорного нефтепровода «ДНС-3 — ДНС-2», Ø — 325 мм, протяженностью около 7 км. За счет безостановочной прокачки 27,2 тыс. тонн нефти в сутки, которые могли быть потеряны при традиционном ремонте с нормативной остановкой трубопровода на 102 часа, был получен экономический эффект более 100 млн рублей. Опыт применения технологии TDW планируется перенести на все добывающие предприятия компании.

НАРАСТАЮЩИЙ ЭФФЕКТ

Эффект от реализации программы повышения надежности трубопроводных систем налицо: средний показатель удельной аварийности по компании на конец 2010 года снижен по сравнению с 2009-м на 27,1%, уровень экологических рисков сократился в два раза. Верхушку айсберга аварийности удалось срезать с помощью реализации программы замены изношенных участков собственными силами и программы реконструкции. С подводной частью отказов борьба может быть выиграна только их предупреждением. Но здесь нельзя рассчитывать на мгновенный эффект: борьба за увеличение жизненного цикла трубопроводов, в первую очередь за счет исполнения регламентов их эксплуатации, сложна и длительна. Накапливается эффект и от реализации программы контроля трубной продукции на заводах-изготовителях, внедрения надзора за строительномонтажными работами, внутритрубной очистки, ингибирования с контролем эффективности, проведения диагностики для направления упреждающих воздействий. Но сомнений в том, что положительный результат даст каждое из этих направлений, нет. Тенденция улучшения состояния трубопроводов продолжает сохраняться и в 2011 году. На конец апреля относительно того же периода 2010 года уровень аварийности снизился еще на 7%.

ЧИТАЙТЕ ТАКЖЕ