Актуальность дефектоскопии. Аварии на трубопроводах и резервуарах

Актуальная ли эта тема?

Ведь огромная номенклатура дефектоскопов, снарядов внутритрубной диагностики (кроулер), подвижных диагностических и дефектоскопических лабораторий для обследования трубопроводов и резервуаров выпускается тысячами фирм мира. Отечественные организации тоже "не на последнем месте". На ежегодных НТС демонстрируются новейшие разработки. Огромные средства вкладываются в возрождение отечественных производителей этого специфического оборудования. Еще больше средств тратят "Газпром", "Транснефть" и другие корпорации на закупку зарубежных приборов и систем.

Вывод Вы можете сделать сами. А пока посмотрим, что пишут специалисты (наш вывод - в конце этой страницы):
Если Вы уже знакомились с этой страничкой, то внизу меню для перехода к основному содержанию сайта.

А. GREENPEACE ( http://www.greenpeace.ru/econews/april/dokrus.htm )

G R E E N P E A C E. ДОКЛАД . "Нет утечкам нефти и газа в России - нет атомным электростанциям"
Расчет возможности замещения мощностей АЭС при прекращении потерь нефти и газа в результате утечек
Авторы: Оганес Таргулян, Гельмут Хёрсч
Доклад подготовлен в рамках совместного проекта Greenpeace России, Германии и Нидерландов
А п р е л ь 2 0 0 0

По информации, доступной Greenpeace, от 10 до 20 миллионов тонн нефти и от 6 до 50 миллиардов кубических метров газа в России теряются ежегодно из-за утечек и загрязняют окружающую среду. Масштаб утечек составляет от 3 до 7 % от общего количества добываемой нефти.

В основном, аварии на нефтепроводах происходят по причине износа труб (более 1/3 нефтепроводов имеют возраст более 30 лет), из-за внутренней коррозии (внутрипромысловые нефтепроводы) и из-за внешней коррозии (магистральные нефтепроводы). Часто нефтепроводы прокладывают с нарушением глубины заложения. На внутрипромысловых нефтепроводах 42 % труб служат менее 5 лет из-за внутренней коррозии. В результате сокращения утечек до уровня мирового стандарта можно сохранить до 24 миллиардов кубометров газа ( по произведённым расчётам).

Вот выборка из статистики Госгортехнадзора (Аварии 1999-2000 г. http://www.glasnet.ru/~gosnadzor/avar.htm):

9.11.99. На 7 км магистрального нефтепровода “Куйбышев—Лисичанск” ОАО “Приволжскнефтепровод” АК “Транснефть” (Самарское управление) при пуске трубопровода в эксплуатацию после планового ремонта произошло разрушение сварного шва с выходом нефти на поверхность
13.11.99. На 1174 км магистрального газопровода “Ухта—Торжок” ООО “Севергазпром” ОАО “Газпром” (Управление Печорского округа) в режиме промышленной эксплуатации разрушился трубопровод с возгоранием газа.
25.11.99. На 13 км магистрального нефтепровода “Куйбышев—Брянск” ОАО “Юго-Запад транснефте-продукт” АК “Транснефтепродукт” (Самарское управление) в режиме промышленной эксплуатации произошло разрушение сварного шва. Вылившийся на поверхность бензин частично попал в водоохранную зону р. Волги.
01.12.99. На 2028 км магистрального газопровода “Уренгой—Ужгород” ООО “Таттрансгаз” ОАО “Газ-пром” (Управление Приволжского округа) в режиме промышленной эксплуатации разрушился трубопровод с возгоранием газа.
03.12.99. На насосной станции “Лопатино” Самарского РНУ ООО “Приволжскнефтепровод” АК “Транснефть” (Самарское управление) в режиме промышленной эксплуатации разрушился узел переключения с выходом нефти в объеме около 80 м3.
05.12.99. На 183 км магистрального газопровода “Парабель—Кузбасс” ООО “Томсктрансгаз” ОАО “Газпром” (Управление Западно-Сибирского округа) в режиме промышленной эксплуатации разрушился газопровод с возгоранием газа.
08.12.99. На участке трубопровода дизельного топлива от ОАО “Саратовский НПЗ” до Увекской нефтебазы (Управление Средне-Волжского округа) разгерметизировался трубопровод вдоль поперечного сварного шва с последующей утечкой 5–10 м3 дизельного топлива.
10.12.99. На 137 км магистрального газопровода “Торжок—Долина” ООО “Лентрансгаз” ОАО “Газпром” (Управление Центрального промышленного округа) в режиме промышленной эксплуатации разрушился газопровод без возгорания газа.
8.01.2000. На газораспределительной станции № 2 (населенный пункт Петрадубрава) ООО “Самаратрансгаз” ОАО “Газпром” (Управление Средне-Волжского округа) в режиме промышленной эксплуатации произошло разрушение редуцирующей линии с возникновением пожара. Газ потребителям в Самару (до монтажа новой линии редуцирования) подавался по аварийной схеме.
09.02.2000. На 414-м км магистрального газопровода “Уренгой—Грязовец” ООО “Тюментрансгаз” ОАО “Газпром” в режиме промышленной эксплуатации разрушился трубопровод без возгорания газа.
06.03.2000. На 353-м км магистрального нефтепровода “Тумазы—Омск—Новосибирск-II” ОАО “Уралсибнефтепровод” (Уральское управление) обнаружен выход нефти объемом свыше 25 м3 с попаданием на лед р. Ищелька. Причина аварии — коррозионное разрушение.
08.03.2000. На 1704-м км магистрального газопровода “Ямбург—Западная граница” ООО “Пермтрансгаз” (Управление Западно-Уральского округа) разрушился трубопровод по монтажному стыку без возгорания газа и выброса труб.Причина аварии — брак сварного монтажного стыка.
20.03.2000. На 967-м км магистрального газопровода “Ухта—Торжок” ООО “Севергазпром” (Управление Печорского округа) из-за стресс-коррозионного разрушения трубопровода произошло возгорание газа.
05.04.2000. На 328-м км магистрального нефтепровода “Малгобек—Тихорецк” ОАО “Черномортранснефть” (Управление Северо-Кавказского округа) из-за коррозионного разрушения обнаружен выход нефти из трубопровода.
1.04.2000. На 1624-м км магистрального газопровода “Средняя Азия—Центр II” ООО “Югтрансгаз” (Управление Средне-Волжского округа) разрушился трубопровод без возгорания газа. Причина устанавливается.
13.04.2000. На 301-м км магистрального газопровода “Мокроус—Самара—Тольятти” ООО “Самара-трансгаз” (Управление Средне-Волжского округа) разрушился трубопровод с возгоранием газа.Причина аварии — заводской брак трубы.
18.04.2000. На 38-м км магистрального газопровода “Валдай—Псков—Рига” ООО “Мострансгаз” (Управление Северо-Западного округа) разрушилась спирально-шовная труба без возгорания газа. Обстоятельства аварии устанавливаются.
24.04.2000. На 1162-м км магистрального газопровода “Ухта—Торжок” ООО “Севергазпром” (Управление Печорского округа) произошло коррозионное разрушение трубопровода с возгоранием газа.
26.05.2000. На 82-м км магистрального газопровода “Нижневартовский ГПЗ—Парабель” ООО “Томсктрансгаз” (Управление Западно-Сибирского округа) на пойменном участке подводного перехода через р. Обь был обнаружен выход газа без возгорания.

В. Журнал "Нефтяная скважина" регулярно помещает публикации на эту тему.

Вот несколько цитат из журнала с комментариями.

1. Россия по протяженности трубопроводов различного назначения (около 2 млн км внутренних и 15 млн км наружных) занимает второе место в мире после США.
По оценкам специалистов Министерства по чрезвычайным ситуациям, аварийность трубопроводов ежегодно возрастает в 1,7 раза, и в XXI век эти системы жизнеобеспечения страны войдут изношенными на 50-70%....Сейчас на территории России действует 46800 км стальных трубопроводов диаметром от 530 до 1220 мм. Около половины нефтепроводов было построено 30-50 лет назад.... К сожалению, импортная диагностическая техника не всегда приемлема для российских трубопроводов, которые значительно отличаются от зарубежных по качеству их строительства, свойствам материала труб и их изоляционного покрытия, а также рядом других специфических особенностей. (Леонид БОБЫЛЕВ, кандидат технических наук, член Международного общества по механике грунтов и фундаментостроению. http://press.lukoil.ru/text.phtml?result_artic=465&result=68)

2. Как продлить “жизнь” трубопроводных систем ( Олег ИВАНЦОВ, доктор технических наук, РАО “Роснефтегазстрой”. http://press.lukoil.ru/text.phtml?result_artic=758&result=77)

В настоящее время протяженность российских газопроводов “в возрасте” более 20 лет составляет 37,1%; более 30 лет - 15,9%. На долю “двадцатилетних” нефтепроводов приходится до 29% от их общей протяженности, а 25% - уже перевалило рубеж в 30 лет. За период с 1993 по 1997 г. было обследовано 40 тыс. км магистральных нефтепроводов..., выявлено 14 тыс. опасных дефектов. Из этого числа к концу 1997 г. отремонтировано 11 тыс., то есть около 80%. На газопроводах с 1991 по 1998 г. по результатам пропуска внутритрубных снарядов-дефектоскопов обнаружено более 7,8 тыс. дефектов различного вида (вмятины, “задиры”, коррозионные повреждения), требовавших безотлагательного ремонта. Было устранено более 2,1 тыс. из них, кроме того, заменено около 80 км труб.
Даже при использовании самых современных методик для распознавания дефектов не всегда представляется возможным определять степень их потенциальной опасности. Так, например, затруднена оценка дефекта как концентратора напряжений, не определяются изменения физико-механических свойств в связи со старением трубных сталей, напряжения в теле самой трубы, участки катодного отслаивания изоляции и сохранения ее защитных свойств и др. Словом, внутритрубная диагностика пока не в состоянии решить многие из проблем, связанных с эксплуатацией магистральных трубопроводов.

Табл. 1. Зависимость доли дефектных труб от срока их службы, %

До 10 лет

10-20 лет

20-30 лет

Бездефектные трубы
88,1

74,4

64,7

Трубы с дефектами
11,9

25,6

35,3

В том числе с опасными дефектами
0,05

0,34

0,44

3. НО ОСТАЛАСЬ НАДЕЖДА...( Главные программы Администрации Омской области). http://region.omskelecom.ru/russian/admin/program/default.html

По данным директора-координатора программы “СибВПКнефтегаз” Валерия Жильцова компании все еще закупают за рубежом до 55 процентов оборудования. По некоторым прогнозам объем импортной продукции к 2005 году будет снижен до 20-15 процентов. Нефтяные компании ежегодно закупают около 5000 наименований оборудования, приборов и материалов. И тратят на это до 2,5 миллиардов долларов. Заместитель министра подчеркнул, что если нашим машиностроителям в ближайшее время не удастся резко повысить технический уровень производимого для нефтяников оборудования, то рынок его в России может быть потерян. .... И происходит это потому, что отсутствует в стране информационная база данных о том, что, где и с какими параметрами производится. Другая причина: к сожалению, наша техника еще заметно уступает по параметрам зарубежным аналогам. На Совещании приводилось немало таких примеров…С 91 года финансировались разработки снаряда-дефектоскопа, в которых принимали участие 16 конверсионных предприятий, однако создать дефектоскоп, соответствующий мировому уровню, им так и не удалось.

Новая технология "СОИ ИДК",
базовым элементом которой является изделие
"Сканер-дефектоскоп магнитоанизотропный "КОМПЛЕКС-2.05",
впервые раскрывается на нашем сайте спустя 10 лет с начала внедрения.

Сканер-дефектоскоп "КОМПЛЕКС-2.05" решает именно эту "неразрешимую" проблему! Прибор не только находит все имеющиеся дефекты, но и оценивает степень их опасности по концентрации напряжений. Кроме того, прибор указывает места, где дефекта еще нет, но есть все условия, чтобы дефект родился в самом ближайшем будущем. Это места повышенных кожффициента неоднородности напряжений (КНН), РГМН и градиентов РГМН. Сканер-дефектоскоп "КОМПЛЕКС-2.05" в общедоступной, наглядной форме (качественно и количественно) показывает степень потенциальной опасности каждой обследованной точки металлоконструкции (труба, резервуар, башенный кран, корпус судна и т.д.).
**************************************************************************
ВНИМАНИЕ! Заявки на приобретение или модернизацию оборудования, поступающие через ООО "МАГНИТ плюс" (Санкт-Петербург) и его филиалы НЕ ОБСЛУЖИВАЮТСЯ! *************************************************************
Инвесторам, заказчикам, специалистам:
Форма запроса дополнительной информации.

Ваше мнение о содержании сайта Вы можете сообщить здесь:

У Вас возникли вопросы или есть, что обсудить?
Тогда на ФОРУМ: здесь обсуждаем насущные вопросы