Алгоритм безаварийности

«Газпром нефть» совершенствует систему эксплуатации трубопроводов.

«Газпром нефть» совершенствует систему эксплуатации трубопроводов.

Текст: Михаил Захаров, Александр Гусев

Если невозможно заменить все сети сразу и обеспечить их безаварийную эксплуатацию, необходимо пройти этот путь в несколько этапов, шаг за шагом

Чем грозят аварии на нефтепроводах, даже не магистральных, а более скромных по масштабам, понимают, наверное, и не специалисты. Прямые финансовые потери, ущерб окружающей среде и имиджу компании, что также в итоге выливается в убытки, — последствия могут быть весьма серьезными. В то же время ситуацию, сложившуюся в «Газпром нефти» с целостностью промысловых трубопроводов к окончанию первого десятилетия нынешнего века, назвать благополучной было сложно. Быстро возраставший уровень аварийности в трубопроводной системе с одной стороны и постоянно ужесточающиеся требования в области природоохранного законодательства, забота о собственном имидже и экономические драйверы с другой привели компанию к необходимости формирования целевой программы надежности трубопроводов. Она была разработана в 2009 году и сопровождалась структурной реорганизацией, за счет которой эксплуатация трубопроводов была выделена в самостоятельный бизнес-процесс. В Корпоративном центре для управления этим процессом было сформировано управление эксплуатации трубопроводных систем (УЭТС), а в добывающих предприятиях — аналогичные управления (УЭТ) и цеха технического обслуживания и ремонта трубопроводов (ЦТОРТ).

ОТ УЧЕТА К ПРОГНОЗУ

В основу новой программы департамент добычи нефти и газа «Газпром нефти» (ДДНГ) заложил новую эксплуатационную концепцию, принципиально отличающуюся от предшествовавшей практики обеспечения целостности трубопроводов. До 2010 года все действия сводились в основном к замене участков по факту их высокой аварийности. Профилактические меры, такие как ингибиторная защита, применение коррозионностойких материалов, диагностика технического состояния, носили скорее формальный характер и не были особо результативными. При этом ни замена трубопроводов, ни профилактика аварийности не имели каких-либо понятных критериев обоснования — ни технических, ни тем более экономических. В итоге уровень аварийности рос быстрыми темпами.

Как должна вестись работа на но- вом этапе, чтобы сначала создать предпосылки к остановке неконтролируемого роста аварийности, а затем обеспечить устойчивое снижение ее уровня? Ответить на этот вопрос, имея на руках почти 8 тыс. км трубопроводных сетей, достаточно просто: если невозможно заменить все сети сразу, а затем обеспечить условия их безаварийной эксплуатации профилактическими мерами, необходимо этот путь пройти в несколько этапов, шаг за шагом.

Сделать это надо таким образом, чтобы каждый шаг исключал число отказов большее, чем их прирост за тот же период. А для этого необходимо правильно сформировать список объектов, подлежащих первоочередной замене, и гидравлических систем, которые необходимо защитить. При этом все мероприятия должны быть эффективны экономически. А эффективность мероприятий значительно возрастет, если удастся спрогнозировать, на каких именно участках сети отказы трубопроводов наиболее вероятны. Получается, основная отличительная черта перехода к новой концепции заключается в том, что при обосновании мероприятий УЭТ осуществляют переход от простого учета отказов к формированию прогноза отказов, его мониторингу и экономической оценке. То есть новые производственные единицы должны производить в принципе те же самые действия, но действия эти должны быть не хаотичными, а правильно спланированными технически и экономически и сгруппированными в комплексы мероприятий.

НА СУЩЕСТВУЮЩЕЙ БАЗЕ

Для того чтобы инструменты приоритезации, планирования и группировки, созданные в основном к 2010 году (методики, регламенты, форматы и прочее), результативно функционировали, их надо обеспечивать большими объемами надежной информации. Информации о тысячах километрах трубопроводов, десятках тысяч участков, каждый с десятком механических, физико-химических, гидравлических, стоимостных, экологических и других параметров, так или иначе влияющих на целостность трубопровода и экономику процесса. Сбор, классификация и обработка поступающих объемов данных в ручном режиме требуют таких временных затрат, что прогноз безнадежно устаревает уже к моменту появления. В этих условиях единственный способ обеспечить информационную поддержку новой концепции — использование высокопроизводительных автоматизированных комплексов.

Применение готовых импортных программных продуктов, способных поддерживать эксплуатацию трубопроводных систем, выглядело малоперспективным. Цены на них приближаются к границе в €10 млн, ежегодная эксплуатация требует еще €1—2 млн на тричетыре рабочих места. При этом никто не гарантирует, что не возникнет проблем совместимости импортного комплекса с уже установленными отечественными программами, поддерживающими процессы добычи, подготовки и учета нефти.

Готовых российских программ в этой сфере в 2009 году на рынке не существовало. В этих условиях ДДНГ и департамент информационных технологий, автоматизации и телекоммуникаций «Газпром нефти» (ДИТАТ) приняли оптимальное решение — произвести модификацию использующегося в добыче комплекса на базе OIS (разработчик «ГИСАСУПроект»). Этот комплекс уже содержал модуль OIS PIPE, предназначенный в основном для учета трубопроводов и гидравлического моделирования, что и послужило основанием для его выбора в качестве базового продукта. Для начала УЭТС совместно с департаментом экономики и инвестиций Блока разведки и добычи «Газпром нефти» создал методику приоритезации и экономические методики обоснования замены и выбора метода защиты трубопроводов. Далее на основании этих методик разработчик за два года ввел в состав комплекса модули приоритезации и планирования экономически эффективных кратко-, средне- и долгосрочных программ надежности трубопроводов, включающих реконструкцию, капитальный ремонт, диагностику, ингибиторную защиту и очистку трубопроводов. Последующее общение с представителями других нефтяных компаний показало, что движение по этому пути началось в «Газпром нефти» раньше других. За исключением, пожалуй, «Татнефти», которая работает по похожему алгоритму уже более 15 лет и достигла впечатляющих результатов.

ЭФФЕКТИВНОСТЬ С ДОКАЗАТЕЛЬСТВАМИ

В настоящее время возможности модифицированного комплекса позволяют решать большинство задач, которые стоят перед новыми трубопроводными управлениями. УЭТ успешно завершили паспортизацию всего трубопроводного парка, с помощью комплекса оптимизируются трубопроводные системы — выводятся из эксплуатации ненужные участки, выявляются секции трубопроводов, работающие в перегруженном режиме и вызывающие непроизводительный расход электроэнергии на добычу и перекачку жидкостей. Кроме того, новая программная база позволяет разрабатывать оптимальные схемы транспорта и перевода потоков при оптимизации объектов инфраструктуры месторождений, рассчитывать балансовые остатки нефти в трубопроводах, производить расчетную идентификацию участков, наиболее подверженных коррозионному износу, адресно учитывать потери и затраты, вызванные отказами. Наглядный пример эффекта от внедрения нового комплекса — результаты его использования для снижения затрат на эксплуатацию системы защиты нефтесборных трубопроводов Спорышевского месторождения «ГазпромнефтьНоябрьскнефтегаза». В 2010 году основная часть трубопроводов эксплуатировалась с применением ингибиторной защиты, затраты на которую составляли 19,2 млн рублей в год (см. рис.). Выполнение расчетов в среде программного комплекса OIS PIPE показало, что расходы на ингибиторную защиту большинство участков экономически не оправданы. Снизить издержки можно было за счет отказа от ингибирования коррозии части трубопроводов и постепенной, по мере износа и с учетом приоритетности участков, замены их на трубопроводы с внутренним полимерным защитным покрытием. Оптимальная комбинация методов защиты, рассчитанная программным комплексом, позволила сократить ежегодные затраты на ингибирование до 3,4 млн рублей, то есть почти на 16 миллионов. Суммарные приведенные затраты на ингибирование за двадцатилетний период снижены на 115,3 млн рублей. С учетом последующих капитальных вложений в реконструкцию системы общие приведенные затраты по предложенной схеме за 20 лет составят 544,6 млн рублей, что на 51,6 млн рублей (10,5%) меньше затрат на эксплуатацию системы по исходной схеме.

ЦИКЛЫ ПЛАНИРОВАНИЯ

Помимо возможности решения частных технических задач наиболее ценная функция программного комплекса — эффективное общее планирование деятельности, будь то годовая программа предприятия, инвестпроект или частная задача управления целостностью отдельной гидравлической системы. В любом случае в процессе поиска оптимального решения УЭТ производят ряд циклов из нескольких последовательных стадий, каждая из которых задействует программный комплекс. Сначала оценивается состояние трубопроводной системы, прогнозируются остаточные ресурсы входящих в нее участков трубопроводов, определяется риск возникновения аварийных ситуаций. После этого на основе экономического расчета устанавливается лучший способ защиты по критерию минимума полной стоимости владения этой системой в течение периода остаточной жизни месторождения. Следующие этапы цикла — расчет ущерба отказов и экономический расчет своевременности замены трубопроводов или их участков на основе текущей аварийности или ее прогноза с учетом экономики лучшего способа защиты, а также экономический расчет оптимального года замены трубопровода или участка на основе данных об ущербе и прогноза аварийности. Они предшествуют формированию рецепта из набора мероприятий по замене (в случае необходимости), ремонту, защите, диагностике и очистке каждого индивидуального участка на период от года до 10–15 лет. Далее определенные предыдущим этапом мероприятия компонуются в группы по признаку принадлежности участков к общей гидравлически независимой системе трубопроводов (например, системе нефтесборных трубопроводов одной ДНС или системе водоводов одной КНС). Финальные стадии выполнения алгоритма — оценка стоимости и суммарного экономического эффекта всего комплекса мероприятий, принадлежащих одной группе, ранжирование групп по экономической эффективности и принятие решения об объемах затрат на программу на основании доступных объемов финансирования, а также вывод прогнозной оценки эффекта выполнения программы относительно исходного состояния системы.

Фактически выполнение этих стадий и представляет собой реализацию процесса управления целостностью трубопроводных систем, базирующегося на концепции предотвращения отказов и увеличения жизненного цикла трубопровода с традиционных 5–7 до 15–20 лет. Переход на регламентную, информационно обеспеченную эксплуатацию трубопроводных систем уже в первые два года существования УЭТ обеспечил снижение ежегодного числа отказов на 42%.

Чем быстрее принимаются грамотные решения, тем значительнее их эффект, тем с меньшими затратами компания сможет снизить риски, связанные с авариями трубопроводов
ПРОЩЕ И БЫСТРЕЕ

Перспективы дальнейшего снижения уровня аварийности и повышения эффективности операций также связаны с использованием модернизированного программного комплекса. Его дальнейшая модификация и доработка даст возможность УЭТ не только планировать программы управления целостностью трубопроводов, но и спуститься на уровень ниже — обеспечить эффективное исполнение конкретных эксплуатационных мероприятий — диагностических обследований, очистки, ингибирования и мониторинга коррозии — наиболее эффективным образом. Комплекс возьмет на себя наиболее трудоемкие рутинные операции: выполнение технологических расчетов, составление графиков выполнения и контроля операций, своевременную сигнализацию об отклонениях и формирование бланков первичных документов, составление ранжированного по рискам перечня эксплуатируемых трубопроводов и аналитических отчетов о результативности выполняемых мероприятий. Очевидно, что с такой информационной поддержкой процесс принятия решений УЭТ значительно упростится и ускорится, а эффективность этих решений возрастет.

И еще один важный вывод, который при всей его очевидности стал гораздо более отчетливым благодаря использованию УЭТ вычислительного комплекса в процессе реализации целевой программы: временной фактор — наиболее весомый ресурс повышения эффективности. Чем быстрее принимаются грамотно спланированные решения, тем значительнее их эффект, тем с меньшими суммарными затратами компания сможет выполнить целевую программу надежности трубопроводов и, соответственно, снизить экономические и репутационные риски, связанные с авариями трубопроводов.

ЧИТАЙТЕ ТАКЖЕ