трубопроводный транспорт21).pdf · 12 Eurocorr-2010 и современные тенденции в сфере проти-вокоррозийной защиты.

событие 04

Ремонт трубопроводов с помощью стальных «чопов» 58

Производство и применение теплоизолированных труб 33

Трубопроводный транспорт газоконденсатных смесей 42

Риск и профилактика аварийных выбросов природного газа 46

трубопроводный

[теория и практика]www.vniist.ru

Журнал о передовых

разработках в сфере трубопроводного

транспорта

транспортПроизводство труб для новых проектов сухопутных и морских магистральных газопроводов и нефтепроводов

Подробный отчет о проведении европейского конгресса коррозионистов Eurocorr-2010

Современная концепция комплексной коррозионной диагностики подземных трубопроводов и резервуаров

№ 5 (21) октябрь 2010

Гармонизация нормативно-технической базы 24

коррозия 18

конференции 12

тема номера 03

Инжиниринговая нефтегазовая компания —Всероссийский научно-исследовательский институт по строительству и эксплуатации трубопроводов, объектов топливно-энергетического комплекса (ОАО ВНИИСТ)

В 2008 году была выпущена уникальная книга «ВНИИСТ: 60 лет на службе ТЭК». Эта книга — летопись трубопроводной отрасли: научно-технические открытия, важные события, люди и судьбы.

01

трубопроводный

[теория и практика]транспорт

Журнал о передовых разработках в сфере трубопроводного транспорта

№ 5 (21) октябрь 2010

Журнал входит в перечень ВАК «Ведущие рецензируемые научные журналы и издания, в которых должны быть опубликованы основные научные результаты диссертации на соискание ученой степени доктора и кандидата наук»(Решение Президиума ВАК Минобрнауки России от 19 февраля 2010 г. №6/6)

03

30

В.В.Притула, ОАО ВНИИСТ; И.В.Вьюницкий, ООО «Трансэнергострой»

Т.Содберг, FORCE-engineering; Н.Г.Петров, ОАО «Газпром»; Г.А.Бауге, СРО НП «СОПКОР»

Л.А.Унанян, МГУИЭ; К.Л.Унанян, ООО «Газпром ВНИИГАЗ»

18 теория Современная концепция комплексной коррозионной диагностики подземных трубопроводов и резервуаровВ статье рассматривается многофакторный анализ условий существования и эксплуатации подземных трубопроводов, который обеспечивает возможность коли-чественной оценки опасности стресс-коррозии в реальных условиях. Эта технология может быть использована для картографирования территории России и других го-сударств по степени опасности коррозионного влияния КРН на стальные подземные трубопроводы. Контроль опасности КРН может осуществляться непрерывно в ре-жиме online. При оценке рисков возможность разгерметизации трубопроводов под влиянием коррозионных факторов достоверно прогнозируется на основе оценки остаточной скорости коррозии при существующем уровне защитных потенциалов.

24 теория Актуальные задачи гармонизации нормативно-технической базы в области противокоррозионной защиты морских объектов континентального шельфа российской федерации В статье рассматривается эволюция нормативно-технической базы с точки зрения зарубежного опыта. Для дальнейшего развития нефтегазовой отрасли необходи-ма современная нормативная база, сбалансированная как по вертикали, так и по горизонтали. Характеристика «современный» подразумевает наличие в норма-тивах требований, которые непрерывно стимулируют массив мер по повышению безопасности и эффективности производства. Одним из наиболее актуальных на-правлений этой деятельности является необходимость гармонизации националь-ной нормативной базы с успешной международной практикой.

коррозия

строительство

теория Выбор оптимальной газораспределительной сети с учетом динамики развития В статье рассматривается модель выбора оптимальных параметров распредели-тельных газотранспортных сетей с учетом динамики развития. Она основана на предварительном определении параметров газопроводных участков по этапам и конструировании на их базе вариантов динамического развития участков. Ди-намическая модель, как и промежуточные статические модели, представлены за-дачей линейного дискретного программирования. Рассмотрен расчетный пример.

Производство труб для новых проектов сухопутных и морских магистральных газопроводов и нефтепроводов Заседание Проблемного научно-технического совета Российского союза нефтегазостроителей. Решение ПНТС.

тема номера

В.Б.Ковалевский, ОАО ВНИИСТ

33 практика Особенности производства и применения теплоизолированных труб с пенополиуретановой изоляци-ей для нефте- и газопроводов Основным назначением тепловой изоляции на трубопроводах является снижение интенсивности теплового взаимодействия между транспортируемым продуктом и окружающей средой. Применение современной тепловой изоляции на объектах трубопроводного транспорта нефти и газа должно повысить энергоэффективность и надежность эксплуатации этой одной из наиболее важных транспортных систем в экономике страны.

изоляция

Под редакцией В.В.Притулы, ОАО ВНИИСТ

12 Eurocorr-2010 и современные тенденции в сфере проти-вокоррозийной защиты. Обзор конгрессаПодробный отчет о проведении Европейского Конгресса коррозионистов. EUROCORR - крупнейшее мировое событие в сфере защиты от коррозии, которое ежегодно объединяет на своей площадке ведущие коррозионные научные школы Европы и мира, самых авторитетных ученых и специалистов крупных промышлен-ных корпораций.

конференции

Т.И.Копысицкий, Ю.Р.Рзаев, Научно-технический центр «Шарг»

А.С.Казак, В.Н.Башкин,ООО «Газпром ВНИИГАЗ»;Р.В.Галиулин, Р.А.Галиулина, Институт фундаментальных проблем биологии РАН

А.Х.Шогенов, ФГОУ ВПО «Финансовая академия при Правительстве РФ»

Г.П.Федотов, ЗАО «ВНИИСТ-Нефтегазпроект»

36 теория Сравнение коммерческой точности измерения расхода нефти массовыми и объемными расходомерами В статье рассматривается сравнение эффективности применения различных типов рас-ходомеров сырой нефти: турбинных, вихревых, камерных, измерителей перепада давле-ния, кориолисовых расходомеров, измерителей перепада давления «Annubar», а также влияние изменений вязкости, являющейся причиной существенных ошибок.

46практика Риск и профилактика аварийных выбросов природ-ного газаПриведены примеры наиболее значительных аварийных выбросов природного газа в нефтегазовой отрасли страны, обоснован риск воздействия природного газа на человека и рассмотрены профилактические меры по решению проблемы аварийных выбросов при-родного газа.

55 теория Государственное регулирование отраслевых рынковАвтор рассматривает механизм государственного регулирования отраслевых рынков: основы формирования и цель функционирования. В частности, речь идет о топливно-энергетическом комплексе, с которым неразрывно связаны перспективы развития эконо-мики страны.

практика Встроенное качество проектирования при управ-лении изменениямиВ статье рассмотрены проблемы менеджмента качества в динамических условиях внешней среды на примере проектной организации. Показана значительная роль встроенного качества и комплексного управления изменениями. В первый блок автор включает 16 позиций, во второй — 10 (управление конфигурацией, знаниями, инновациями, непрерывностью бизнеса, качеством и др.). Представлена модель, раскрывающая сущность рыночных игр с качеством.

учет нефти

экология

экономика

менеджмент качества

А.В.Черникин

С.М.Дудин, Ю.Д.Земенков, Тюменский государственный нефтегазовый университет;Н.В.Саранчин, А.Б.Шабаров Тюменский государственный университет

транспорт нефти и газа

40 практика К определению показателя крутизны вискограммы нефтей и нефтепродуктовИзложен подход к установлению двух температур, позволяющих обоснованно рассчиты-вать значение показателя крутизны вискограммы нефтей и нефтепродуктов в формуле Филонова–Рейнольдса. На основании математической обработки большого числа лабора-торных измерений вязкости различных нефтяных жидкостей получены ориентировочные выражения для определения этих температур. С целью иллюстрации точности предлагае-мой методики выполнен сопоставительный числовой пример.

42 теория Расчетно-параметрическое исследование углеводород-ной смеси в конденсатопроводе Рассмотрены термодинамические особенности и эксплуатационные проблемы трубопровод-ного транспорта газоконденсатных смесей. Основной причиной увеличения энергозатрат на транспорт газоконденсата является повышение гидравлического сопротивления трубо-провода вследствие возникновения и существования участков с многофазным течением. В качестве современного средства мониторинга режимов течения газожидкостных сред в работе описана физико-математическая модель течения углеводородной смеси в конден-сатопроводе и показаны результаты расчетно-параметрического исследования фазового состояния газоконденсата по длине действующего магистрального конденсатопровода.

50

содержание

02 трубопроводный транспорт [теория и практика]

учредитель: Открытое акционерное общество «Инжиниринговая нефтегазовая компания — Всероссийский научно-исследовательский институт по строительству и эксплуатации трубопроводов, объектов ТэК» (ОАО ВНИИСТ)

главный редактор: В.В.Притула — д.т.н., проф., академик РАЕН

редакционный совет: Н.В.Варламов; А.Л.Войдер; А.В.Егоров; Г.И.Макаров — д.т.н., проф.; Ю.В.Новоселов; О.В. Панина – к.э.н.; Ю.В.Пермякова; Ю.А.Тарасов; М.З.Шейнкин — к.т.н.

редакция: Рекламно-издательский отдел ОАО ВНИИСТ Начальник отдела: И.Е.Асташкин Редакторы: Е.В.Иваницкая, Г.Б.Назаркина Дизайнеры: А.М.Цыбулов, Д.С.Парсаданян

подписка и распространение, размещение рекламы: Телефон: (495) 225-13-67. E-mail: [email protected]. Сайт: www.vniist.ru

ОАО ВНИИСТ: 105187, Москва, Окружной проезд, 19. Телефон/факс: (495) 981-43-45. E-mail: [email protected]

Свидетельство о регистрации: ПИ № 77-18528 от 7 октября 2004 г.

Перепечатка и иное коммерческое использование материалов допускается только с разрешения редакции.

Отпечатано в типографии ООО «Юнион Принт», г. Нижний Новгород. Тираж 500 экз.

© «Трубопроводный транспорт: теория и практика», 2010.

IssN 1816-451x

Н.Г.Гончаров, Л.А.Гобарев, О.И.Колесников, ООО «НИИ ТНН»; Е.В.Лопатин, ОАО ВНИИСТ; И.А.Романова, ООО «АСЦ Сварка СтройТЭК»

58 практика Технология ремонта дефектов трубопроводов с помощью стальных «чопов» В некоторых случаях ремонт трубопроводов с помощью традиционных методов (вырезка и врезка катушки, установка ремонтных конструкций, заварка дефектов наплавкой) не представляется возможным из экономических, организационно-технических, погодных и почвенно-климатических условий. В статье рассматривается нетрадиционные методы ремонта, к которым относят установку «чопов».

сварка

теманомера

3

трубопроводный транспорт [теория и практика]

№ 5 (21) октябрь 2010 03

Производство труб для новых проектов сухопутных и морских газопроводов и нефтепроводовРешение Проблемного научно-технического совета Российского Союза Нефтегазостроителей

Системы магистральных трубопрово­дов нефти и газа, продуктов их переработ­ки играют большую роль в обеспечении энергетической безопасности страны, в решении экономических, социальных и по­литических проблем в мире. И не случайно в годы мирового кризиса новое строи­тельство трубопроводов не сокращалось. Так, в 2008 году нефтегазовые компании построили 24,5 тыс. км магистральных тру­бопроводов, израсходовав на это 61,5 млрд долларов. В России в годы кризиса была построена нефтяная магистраль ВСТО, Са­халинские и другие трубопроводы.

В настоящее время началось сооруже­ние гигантской Ямальской газотранспорт­ной системы протяженностью 2400 км, по которой будет подаваться в центр страны и на экспорт 250 млрд м3 газа. Строится первенец этой системы – двухниточный газопровод Бованенково – Ухта длиной 1000 км, диаметром 1420 мм, с высоким внутренним давлением – 11,8 МПа.

Началось строительство двухниточного газопровода в Балтийском море Выборг – Грайфсвальд (Германия) длиной 1224 км, диаметром 1200 мм, с рабочим давлением 220 атм. Его стоимость составляет 7,4 млрд евро.

Для подачи газа в «Северный поток» будет построен сухопутный газопровод Грязовец – Выборг длиной 917 км, диамет­ром 1420 мм, внутреннее давление 100 атм.

На очереди газопроводы Сахалин – Хабаровск – Владивосток, Мурманск – Волхов; нефтепроводы системы ВСТО­2, БТС­2, «Южный поток» через Черное море в Болгарию на глубине до 2 км протяжен­ностью 900 км. Начало строительства на­мечено на 2015 г.; производительность си­стемы 63 млрд м3, стоимость 8,6 млрд евро.

Сухопутные трубопроводные системы стоят очень дорого. В США в 2009 г. стои­мость прокладки 1 км сухопутных трубо­проводов составляла 2,3 млн долларов, 1 км морских трубопроводов – 5,37 млн долларов. В стоимости трубопроводных проектов большую половину составляют затраты на основной конструкционный ма­териал – трубы.

рисунок 1. Ведущие мировые производители трубной продукции

40000

35000

30000

25000

20000

15000

10000

5000

0Китай Япония Россия США Южная Германия Италия Канада Украина Корея

Тыс. тонн

36459

9746

7821

4923 4128 3945 37022948 2625

4

3,5

3

2,5

2

1,5

1

0,5

0

3,6

3,2

рисунок 2. Ведущие мировые производители стальных труб в 2007 г.

Млн тонн(отгрузка)

Tena

ris

TMK

Val

lour

ec

Bao

stee

l

Man

nesm

ann

sum

itom

o

Груп

па Ч

ТПЗ

ОМ

К

JFE

Tian

jin

Mit

tal

stee

l

теманомера

4 трубопроводный транспорт [теория и практика]04

Во времена Миннефтегазстроя на нефтегазовых стройках перерабаты­валось до 5,5 млн тонн труб, из них до 3 млн тонн закупались за рубежом. Трубы были вечным дефицитом. Теперь конъюнктура на трубном рынке корен­ным образом поменялась. В последние десятилетия трубная промышленность России сделала технический, техноло­гический рывок, ввела новые мощности по прокату трубных сталей, в том чис­ле и нового класса прочности, новые трубные станы для изготовления труб большого диаметра в Выксе, Волгогра­де, Челябинске и Ижевске, обеспечив импортозамещение.

В мировом производстве труб Рос­сия занимает устойчивое третье место (рисунок 1).

Среди ведущих мировых произво­дителей стальных труб отечественные трубные компании занимают достойное место (рисунок 2).

Опираясь на утвержденную Прави­тельством РФ Стратегию развития не­фтегазового комплекса до 2020 г., рос­сийские трубные компании разработали и успешно реализуют комплексные про­граммы обновления производственных мощностей.

За период 2002–2010 гг. затраты на обновление основных фондов уже соста­вили около 10 млрд долларов собствен­ных и заемных средств.

Удельные инвестиции в трубной отрасли являются одними из самых вы­соких в реальном секторе экономики и составляют 200 долларов на одну тонну готовой продукции. На рисунке 3 по­казано увеличение добавленной стоимо­

сти в ходе повышения глубины перера­ботки продукции.

Суммарные мощности российских трубных заводов по производству труб большого диаметра (ТБД) в 2010 году составят 5 млн тонн, в том числе одно­шовных ТБД – 2,7 млн тонн в год.

Основная техническая политика в области труб для магистральных тру­бопроводов – создание мощностей по выпуску штрипсов нужной характери­стики (в том числе из сталей высокой прочности); изготовление стальных труб, отвечающих международным стандартам, по новейшим технологи­ям с антикоррозионным и внутренним гладкостным покрытием; изготовле­ние комплектующих трубных деталей и налаживание производства балла­стированных труб. Перечисленное – это только фрагмент большой техни­ческой программы, осуществляемой на металлургических и трубных пред­приятиях.

Вопросы технической политики и производства трубной продукции под­робно осветил на заседании НТС директор НО «ФРТП» А.Д. Дейнеко в докладе «Трубная промышленность России – пример успешной модерни-зации отрасли». Приводим отдельные выдержки из доклада.

Некоммерческая организация «Фонд развития трубной промышленности» является объединением основных производителей труб на территории Российской Федерации. Эти компании организовали фонд в 1999 г. Участника­ми некоммерческой организации «Фонд развития трубной промышленности»

являются: ОАО «Трубная Металлургиче­ская Компания» (ОАО «Волжский труб­ный завод», ОАО «Северский трубный завод», ОАО «Синарский трубный за­вод», ОАО «Тагмет»), ЗАО «Группа ЧТПЗ» (ОАО «Первоуральский новотрубный завод», ОАО «Челябинский трубопрокат­ный завод»), ЗАО «Объединенная Метал­лургическая Компания» (ОАО «Альме­тьевский трубный завод», «Выксунский металлургический завод») и ОАО «Ижор­ский трубный завод».

Доля трубных компаний­участников НО «ФРТП» на российском внутреннем рынке традиционно составляет 65 – 70 процентов. Что касается наших крупней­ших компаний, то после консолидации активов ОАО «ТМК» занимает устойчи­вое второе место в мире.

В рамках программы по перевоору­жению основных производственных фондов за период 2005 – 2009 гг. было организовано производство одношов­ных труб большого диаметра.

ОАО «Волжский трубный завод». В 2008 году завершена работа по расши­рению производства ТБД и выпуску до 650 тыс. тонн в год одношовных газопро­водных труб диаметром 508–1420 мм с толщиной стенки до 42 мм, из штрипса прочностью до X100, с наружным и вну­тренним покрытием. Промышленное производство одношовных ТБД началось в декабре 2008 года.

ОАО «Выксунский металлургиче-ский завод». В апреле 2005 г. запущена новая линия по производству более 450 тыс. тонн в год труб большого диа­метра с характеристиками, превышаю­щими импортные аналоги. В 2008 году мощности по производству одношов­ных труб (диаметром до 1420 мм, тол­щиной стенки до 48 мм, длиной трубы до 12 м, рассчитанных на давление до 250 атм., с использованием штрипса ка­тегории прочности до X100) расширены до 950 тыс. тонн в год.

ОАО «Ижорский трубный завод». Пуск стана осуществлен в 2006 году. Мощность цеха до 600 тыс. тонн одно­шовных труб диаметром до 1420 мм для нужд нефтяной и газовой промышлен­ности.

На этих заводах также организованы участки нанесения наружного антикор­розионного трехслойного полимерного и внутреннего гладкостного покрытий.

23 июля 2010 года на ОАО «ЧТПЗ» осуществлен пуск нового трубоэлек­тросварочного цеха «Высота 239» по производству труб большого диаметра, мощностью 600 тыс. тонн. Это уникаль­ное производство, равных которому нет в мире. Оно уникально по технологии, оснащенности, гибкости и условиям труда.

3000

2000

1000

0

Увеличение цены на мировом рынке, $ / тонна

Штрипс Стальная Труба с АКП Отводы Балластированная труба труба

57%

85%

257%

285%рисунок 3. Увеличение добавлен-ной стоимости в ходе повышения глубины переработки продукции

теманомера

5

трубопроводный транспорт [теория и практика]

№ 5 (21) октябрь 2010 05

В этом году ожидается пуск электро­сталеплавильного комплекса на ОАО «ПНТЗ» мощностью до 900 тыс. тонн трубной заготовки. Мартены уходят в прошлое, что обеспечивает экономию электроэнергии, улучшает экологию, условия труда и повышает качество. Кроме того, на ОАО «Трубодеталь» вво­дится новый цех по производству трой­ников. Ожидается ввод новой линии отделки обсадных труб на ОАО «ВМЗ» суммарной мощностью до 900 тыс. тонн. Таким образом, мощности по про­кату, сварке и отделке теперь будут со­пряжены.

Кризис отразился на инвестирова­нии, поэтому будут вводиться новые мощности и в 2011 – 2013 годах.

В 2011 г. планируется пуск стана 5000 на ОАО «ВМЗ» мощностью 1,2 млн тонн широколистового горячекатаного проката;

В 2012 г. планируется пуск новых станов непрерывной горячей прокатки труб на ОАО «СТЗ» и ОАО «ЧТПЗ», пуск электросталеплавильного комплекса на ОАО «Тагмет» мощностью до 900 тыс. тонн трубной заготовки.

В 2013 г. планируется пуск комплек­са финишной обработки промысловых труб на ОАО «СТЗ».

По мнению НО «ФРТП», намеченная программа обеспечит перспективные потребности в трубах до 2020 г. для тра­диционных регионов добычи нефти и

газа, нефтегазотранспортных магистра­лей даже с учетом новых проектов, по­добных «Северному потоку» и «Южному потоку», Штокману, трубопроводу Саха­лин – Хабаровск – Владивосток.

Сегодня есть четыре площадки, которые производят трубы большого диаметра с разными технологиями фор­мовки: спиральная, валковая, шаговая (рисунок 4). Для потребителя это очень важно: различные технологии и произ­водители, принадлежащие разным акци­онерам, предоставляют широкий выбор. Это четыре группы компаний, которые конкурируют между собой на россий­ском рынке, что выгодно для ОАО «АК «Транснефть», ОАО «Газпром» и другим организациям, которые закупают трубы большого диаметра.

Все трубы большого диаметра рос­сийских производителей соответствуют международным стандартам (рисунок 5). Продукция ОАО «ВТЗ», ОАО «ВМЗ» и ОАО «ИТЗ» проходит аттестацию.

Примеры поставки российских труб большого диаметра для сооруже-ния подводных трубопроводов:

1. Укладка подводной части Nord Stream. Использована труба Выксунско­го металлургического завода диаметром 1220 мм с толщиной стенки более 30 мм, обетонированная на «Московском тру­бозаготовительном комбинате». Устрой­ство для подачи труб – норвежское, бар­жа – отечественная.

2. Подводный переход через Бай-дарацкую губу магистрального газо­провода Бованенково – Ухта диаметром 1220 мм, толщина стенки 27 мм. Начало укладки – лето 2006 г. Проблем с труба­ми не возникало.

3. Варандейский нефтеналивной терминал – труба 820 мм, толщина стенки – 20,5 мм.

Что касается поставки труб для стро­ительства трубопровода Nord Stream, то на первую нитку российские заводы поставят 280 тыс. тонн из 1,2 млн тонн, то есть 25%. Единственный поставщик, который соответствовал требованиям Nord Stream – «Выксунский металлурги­ческий завод».

Доля ОАО «Газпром» в проекте Nord Stream составляет 51%. Отечественные мощности вполне позволяют поставить весь объем на проект. К сожалению, Nord Stream AG пригласил японских производителей для поставки на проект 100 тыс. тонн труб. Российские трубни­ки такое решение считают неверным. Если крупные международные проекты реализуются с российским участием, то доля поставщиков (это не только труб касается, но и других поставщиков обо­рудования и комплектующих) должна быть пропорциональна доле в акционер­ном капитале.

Этот принципиальный подход под­держало Правительство РФ. Вышла директива для ОАО «Газпром», которую принял и в следующем проекте доля будет пропорциональна участию. Доля акционерного участия ОАО «Газпром» в Штокмане – 51%, следовательно, на 51% поставки труб может претендовать Рос­сия. За него будут бороться четыре неза­висимых производителя труб большого диаметра.

Трубы нефтегазового сортамента производятся на многих заводах. Тра­диционные производители: Волжский, Северский, Синарский, Таганрогский, Первоуральский и Челябинский. Новые предприятия – Шекснинский, Волго­реченский – работают несколько лет; Выксунский, Уралтрубопром – расшири­ли и обновили мощности (рисунок 6). Суммарная мощность – 5 850 тыс. тонн более чем достаточна для российских по­требителей. Есть трубы с термообработ­кой – 2 700 тыс. тонн, трубы всех повы­шенных групп прочности, всех премиум классов, с приварными замками.

На заседании Проблемного научно-технического совета был также заслушан доклад начальника Научно-технического управления ООО «ЧТПЗ-Инжиниринг», к.т.н. С.В. Перевезенцева «Техническая политика в трубном производстве ОАО «ЧТПЗ».

рисунок 4Производственный потенциал российских производителей сварных ТБД

Завод изготовитель

Имеющиеся мощности (тыс. т / год)

Способ формовки

всего

в т.ч. одношовных

диаметром до 1420

мм с наружным и

внутренним покры-

тием

«Волжский трубный завод» 1420 650Спиральная

Валковая формовка

«Выксунский металлурги-

ческий завод»1680 920 Шаговая формовка на прессах

«Челябинский трубопро-

катный завод»1400 900 Шаговая формовка на прессах

«Ижорский трубный завод» 600 600 Шаговая формовка на прессах

Итого: 5000 2770

рисунок 5Международные стандарты, по которым аттестованы ТБД российских трубных заводов

Стандарты ВТЗ ВМЗ ЧТПЗ ИТЗ

API Spec 5L аттестован аттестован аттестован аттестован

ISO 3183 (1, 2, 3) аттестован аттестован аттестован аттестован

Det Norske Veritas (DNV) аттестован аттестован проводится аттестован

теманомера

6 трубопроводный транспорт [теория и практика]06

В настоящее время ОАО «ЧТПЗ» – это вертикально интегрированная компа­ния (рисунок 7), которая объединяет предприятия трубного производства (представленные Челябинским трубопро­катным и Первоуральским новотрубным заводами) и нефтесервисное направление (компания «Римера»).

В целях обеспечения системного под­хода при формировании и реализации стратегических и операционных про­грамм модернизации производств ОАО «ЧТПЗ» создана Инжиниринговая ком­пания «ЧТПЗ­Инжиниринг».

Важнейшими стратегическими зада­чами Инжинирингового Центра являют­ся (рисунок 8):

– повышение эффективности и со­кращения сроков реализации программ модернизации и инновационного раз­вития производственных предприятий ОАО «ЧТПЗ»;

– разработка требований к трубам, основанных на изучении запросов по­требителей, реально достигнутого уровня технологии производства труб и направлений развития трубопроводного транспорта.

Основным вектором, определяющим стратегию научно­технического направ­

рисунок 6Производители труб нефтегазового сортамента в России

Виды трубНаименование

предприятия

Наименование

агрегата

Мощности,

тыс. тонн

Суммарные

мощности,

тыс. тонн

Бесшовные:

• нефтегазопроводные;

• обсадные;

• насосно-компрессорные;

• общего назначения;

• бурильные.

«Волжский трубный

завод»

ТПА-200 280

4130

Пресс 200060

Пресс 5500

ТПА 159-426 480

«Северский трубный

завод»

Пильгерный стан

5''–12''340

«Синарский трубный

завод»

ТПА–140 250

ТПА –80 330

«Таганрогский металлур-

гический завод»

Пильгерный стан

5''–10''

(2 шт.)

200

PQF73–273 600

«Первоуральский ново-

трубный завод»

ТПА–220 210

ТПА–140 120

ТПА–160 190

ТПУ–30–102 560

«Челябинский трубопро-

катный завод»

Пильгерный стан

8''–16''340

ТПА–140 170

Сварные:

• нефтегазопроводные;

• обсадные;

• общего назначения.

«Шекснинский трубопро-

катный завод»ТЭСА 127–426 250

1720

«Волгореченский трубный

завод»ТЭСА 73–168 120

«Выксунский металлурги-

ческий завод»

ТЭСА 114–245,

ТЭСА 219–530950

«Уралтрубпром» ТЭСА 630 400

Итого: 5850

В том числе с термообработкой 2700

ления деятельности Инжинирингового Центра, является работа, связанная с повышением работоспособности и долговечности производимой ОАО «ЧТПЗ» продукции при различных, в том числе экстремальных, условиях ее эксплуатации. Поэтому большое внима­

ние в ближайшие годы будет уделяться вопросам повышения механических свойств металла и эксплуатационных характеристик труб, в том числе в рам­ках научно­технического сотрудниче­ства с основными Заказчиками – ОАО «Газпром» и ОАО «АК «Транснефть», при одновременном снижении метал­лоемкости продукции. Особое место занимает работа над системой гаранти­рованного обеспечения долговечности и работоспособности труб при заданных условиях эксплуатации.

В соответствии с Программой мо­дернизации производства сварных труб большого диаметра для строительства магистральных нефтегазопроводов с июля 2010 г. в ОАО «ЧТПЗ» приступили к изготовлению продукции в новом тру­боэлектросварочном цехе «Высота 239» по производству одношовных труб боль­шого диаметра. Общий объем капиталь­ных вложений в строительство нового цеха составил более 21 млрд рублей, производственная мощность – 600 тыс. тонн в год.

Ввод в эксплуатацию ТЭСЦ «Высота 239» позволил увеличить мощности ОАО «ЧТПЗ» по выпуску труб большого диа­метра различного конструктивного ис­полнения до 1,34 млн тонн в год.

В новом цехе имеется возможность выпускать трубы в хладостойком ис­полнении и трубы с повышенными экс­плуатационными характеристиками из высокопрочных сталей для строительства магистральных трубопроводов в любых климатических зонах, включая Крайний Север и акваторию морей.

Принятая технология производства предусматривает возможность изготов­ления труб с наружным и внутренним гладкостным покрытием.

ОАО ЧТПЗ

Дочерние и зависимые общества

Нефтесервисный дивизион «Римера»

Нефтегазовое оборудование

Магистральное оборудование

ЧТПЗ

Геофизика и бурение

АЛНАССОТПНТЗ

Томскнефтегаз-геофизика

ИжнефтемашЧТПЗ-КТСТорговый Дом

«Уралтрубосталь»

Юганскнефтегаз-геофизика

АЛНАС – сервисная сеть

MSAЧТПЗ-

Инжиниринг

Таймырнефте-разведка

Трубный дивизион

рисунок 7. Структура ОАО «ЧТПЗ»

теманомера

7

трубопроводный транспорт [теория и практика]

№ 5 (21) октябрь 2010 07

Выпускаемые трубы по своим харак­теристикам соответствуют требованиям ОАО «Газпром», ОАО «АК «Транснефть», АРI, DNV, ГОСТ.

Изготовление и поставку основного современного технологического обо­рудования трубосварочного отделения осуществляла комплексно фирма SMS MEER (Германия).

В ТЭСЦ «Высота 239» приняты следу­ющие новые современные технические и технологические решения, направлен­

ные на повышение качества производи­мой продукции:

а) предусмотрены 2 линии формовки труб, на длину трубы 12 и 18 метров;

б) обеспечена повышенная точность по геометрическим параметрам труб относительно требований потребителей за счет:

– новой конструкции пресса подгиб­ки кромок (повышение точности сборки под сварку);

– контроля геометрических пара­метров на каждом этапе производства (автоматические установки лазерного измерения);

– математического моделирования процессов формоизменения и геометрии инструмента для обеспечения повышен­ной точности труб по диаметру;

– дробеметной очистки поверхности листа (исключение образования дефек­тов в процессе формовки штрипса);

– экспандирования по всему телу трубы;

в) повышены технические харак­теристики сварного соединения отно­сительно требований потребителей за счет:

– применения новых сварочных мате­риалов и работы на оптимальных режи­мах сварки, предварительно отработан­ных на специализированном сварочном стане;

– специальной подготовки поверхно­сти под сварку (гарантированная чисто­та поверхности при сварке);

– обеспечения собственного про­изводства новых марок керамического флюса европейского уровня;

г) применен повышенный уровень автоматизированного контроля с целью исключения производства и отгрузки труб с дефектами потребителям (с про­токолированием результатов контроля):

– 100%­ный ультразвуковой кон­троль листа перед задачей в производ­ственную линию (исключение задачи штрипса с дефектами);

– ультразвуковой контроль трубы по всей поверхности, перед окончательной приемкой (исключение поставки труб с дефектами потребителям);

– применение рентгеновского контро­ля концов сварного шва, а также дополни­тельного рентгеновского контроля шва по всей длине в случае необходимости;

д) минимизировано влияние челове­ческого фактора вследствие:

– высокого уровня автоматизации производственного процесса, в том чис­ле формовки и сварки труб;

– применения робототехники при выполнении сварочных операций;

Научно-техническое развитие (НИОКР, стандартизация)

Строительство новых объектов

Модернизация и реконструкция действующего производства

Процессы планирования и реализации программ развития

Подготовка специалистов

Проведение ТО и ремонтных работ

Разработка новых видов продукции

Совершенствование технологических

процессов производства

Повышение качества выпускаемой продукции

Повышение конкуренто-способности выпускаемой

продукции

Снижение издержек

производства

ТРеБОВАНИя ЗАКАЗЧИКА

Система нормативной и организационно-технологической документации

ФеДеРАЛьНые НОРМы И ПРАВИЛА

ПРОМыШЛеННАя БеЗОПАСНОСТь

ЭКОЛОГИЧеСКАя БеЗОПАСНОСТь

ПОжАРНАя БеЗОПАСНОСТь

СМеТНОе НОРМИРОВАНИе,

ЦеНООБРАЗОВАНИе

рисунок 8. «ЧТПЗ-Инжиниринг» – системообразующий технический центр подготовки и реализации решений по повышению эффективности исполь-зования и развития производственных активов предприятий ОАО «ЧТПЗ»

рисунок 9. Сортамент выпускаемой продукции

Основные характеристики труб, выпускаемых в ТЭСЦ «Высота 239»

Диаметр труб508–1420 мм

Толщина стенки6–45 мм

Длина готовой трубыот 10,6–18,2 м

Класс прочностиК52–К80 (Х60–Х100)

ø1420 мм

ø508 мм

6 мм

45 мм

10,6 м

18,2 м

теманомера

8 трубопроводный транспорт [теория и практика]08

– автоматизации контрольных опе­раций;

– формирования электронного па­спорта трубы содержащего всю инфор­мацию о параметрах производства.

Применение всех указанных решений сформировало идеологию «белой метал­лургии» на ОАО «ЧТПЗ»: в новом цехе присутствуют только операторы произ­водственных процессов, которые нахо­дятся на рабочем месте в белых халатах.

Трубы, изготовленные в ТЭСЦ «Высота 239», характеризуются стабильно высоки­ми прочностными и вязкопластическими свойствами основного металла и сварного соединения; улучшенной геометрией, достигаемой на комплексе современных прессов формовки труб; увеличенной до 18 метров длиной трубы; наличием внутреннего гладкостного покрытия. Со­четание данных параметров для электро­сварных труб большого диаметра является уникальным не только для российских, но и для зарубежных производителей.

ОАО «ЧТПЗ» участвует в разработке технических регламентов и работ по национальной стандартизации в области магистрального трубопроводного транс­порта, является членом Технических комитетов по стандартизации (ТК 357 «Стальные и чугунные трубы и балло­ны», ТК 23 «Техника и технология добы­чи и переработки нефти и газа»).

По заказу ОАО «ЧТПЗ» ведущими научными организациями в области трубопроводного транспорта: ОАО НПО «ЦНИИТМАШ», ИМАШ РАН, ФГУП НПО

«ЦНИИчермет», ИМЕТ РАН, ЗАО НПО «Спецнефтегаз» подготовлены проекты двух национальных стандартов:

1. ГОСТ Р «Магистральные трубопро­воды. Нормы проектирования».

2. ГОСТ Р «Трубопроводы маги­стральные. Общие технические требова­ния на трубы».

В подготовленных национальных стандартах помимо ужесточения извест­ных ранее действующих количествен­ных показателей введены и новые по­казатели, регламентирующие качество изготавливаемых труб. Выполненные при разработке стандартов эксперимен­тальные исследования и теоретические расчеты позволили обосновать соответ­ствующие коэффициенты запаса (коэф­фициент надежности по материалу), что позволяет при сохранении показателей по безопасности и надежности сокра­тить металлоемкость объектов.

Необходимость разработки двух гармонизированных между собой на­циональных стандартов позволит обе­спечить организационно­техническую совместимость всех этапов создания и технического перевооружения нефтега­зопроводов: проектирование, изготовле­ние труб, строительство и эксплуатация.

Очевидно, что создание системы технических требований к продукции, ме­тодов проведения испытаний, подтверж­дения соответствия и расчетных обосно­ваний в форме национальных стандартов является инструментом планомерного воздействия и стимулирования развития

промышленности и создания антидискри­минационной среды в области принятия решений по выбору поставщиков.

Выступавший с завершающим сло­вом Заместитель председателя Про­блемного НТС, д.т.н., проф. О.М. Иван­цов отметил:

«Безопасность трубопроводного транспорта во многом зависит от каче­ства реализации проектных решений, нормативных условий при выполнении работ в процессе строительства трубопро­водов. Технические требования к трубам, как совокупность обобщенных характе­ристик металла труб, заводских сварных соединений, а также геометрических па­раметров изделия, должны гарантировать требуемую по условиям эксплуатации несущую способность трубопровода по­сле проведения всех технологических сварочно­монтажных операций, пере­возки труб и плетей, холодной и горячей гибки, других деформаций в процессе строительства.

В последнее время влияние строи­тельной науки на формирование труб­ной продукции практически полностью отсутствует.

Нефтегазостроители в прежние годы вместе с металлургами, заказчиками участвовали в формировании техниче­ской трубной политики, подписывали технические условия на поставку труб, участвовали в изучении трубной про­дукции и формировании требований к трубам. Во ВНИИСТе работали исследо­вательские лаборатории и единственная

1200

800

400

02000* 2005* 2010** 2015**

КОНЕЧНОЕ ПОТРЕБлЕНИЕ ГАЗА НА КРУПНЕйШИХ МИРОВыХ РыНКАХ

млрд. куб. м

Европа

Сев. Америка

США

Китай

Африка и Ближний Восток

АТР и страны Центральной Азии

* Источник: BP statistical Review of World Energy June 2006** Источник: IEA, WEO 2005 (данные 2015 г. получены интерполяцией)

Сев. Америка

США

2000 - -

2005 - -

2010 22,0 17,0

2015 61,0 54,0

2000 2005 2010 2015

Северная Америка - - 2,51 6,26

США - - 2,37 6,82

Европа 39,5 38,2 34,2 28,7

АТР - - - 8,06

Китай - - - 31,5

АТР и страны Цен-тральной Азии

Китай

2000 - -

2005 - -

2010 - -

2015 30,0 30,0

Европа (включая европейские страны СНГ)

2000 195,0

2005 208,0

2010 204,0

2015 190,0

ДОлЯ ЭКСПОРТА РОССИйСКОГО ГАЗА, % в объеме конечного потребления

рисунок 10. Структура экспорта российского газа по регионам мира

теманомера

9

трубопроводный транспорт [теория и практика]

№ 5 (21) октябрь 2010 09

в России бронекамера для испытания труб и трубных секций с доведением до разрушения при заданных температур­ных режимах. ВНИИГАЗ продолжает подобные исследования на своем поли­гоне по испытанию плетей труб разных заводов класса прочности Х70 и Х80 для газопровода Бованенково – Ухта.

В нефтегазостроительной отрасли наука о трубах, к глубокому сожалению, угасает. Строителей интересует, конечно, не только свариваемость, углеродный эк­вивалент, выбор сварочных технологий и геометрические, весовые параметры труб. При выполнении строительно­монтажных работ трубы проходят даже более жесткие испытания, чем при экс­плуатации. Внутреннее статическое дав­ление при испытаниях перед сдачей в экс­плуатацию существенно выше рабочего давления трубопровода. Трубы при строи­тельстве проходят жесткие испытания на деформационную прочность, начиная с погрузки, разгрузки и перевозки трубных секций; при укладке плетей в траншеи на суше, укладке протаскиванием или свободным погружением на водных пере­ходах, протаскиванием в скважины при наклонно­направленном бурении, при прокладке морских трубопроводов со стингеров или методом j, а также при холодном и горячем гнутье, в процессе из­готовления трубных деталей. Строителей интересует трещиностойкость и коррози­онная стойкость труб, реакция на термо­

обработку стыков. Интересует также все, что определяет качество и безопасность трубной продукции.

Статистика по магистральным га­зопроводам показывает, что из обнару­женных в 2008 году 2250 дефектов 20% связано со строительством, 13% – с за­водскими дефектами труб. Все, конечно, перекрывают эксплуатационные дефек­ты, 36% – только со стресс­коррозией. Многие задачи нужно решить владель­цам трубопроводов, строителям и труб­никам для обеспечения безопасности и надежности трубопроводного транс­порта.

В заключение следует отметить, что Научно­технический совет нефтегазо­строителей получил развернутую, ин­тересную информацию о возможностях современной трубной промышленности России для выполнения сложных трубо­проводных проектов.

Необходимо активное участие нефте­газостроителей в формировании техни­ческой трубной политики, в разработке нормативной базы и возобновлении прикладной науки о трубах в строитель­ной отрасли».

Заслушав и обсудив представлен­ные на сессию Проблемного научно­технического совета доклад директора Некоммерческой организации «Фонд Развития Трубной Промышленности» А.Д. Дейнеко «Трубная промышлен­ность России – пример успешной

модернизации отрасли», доклад на­чальника Научно­технического управ­ления ООО «ЧТПЗ­Инжиниринг», к.т.н. С.В. Перевезенцева «Техническая по­литика в трубном производстве ОАО «ЧТПЗ», выступления Президента «НГБ­Энергодиагностика» В.А.Надеина, Генерального директора СРО «Нефте­газстрой», д.т.н., проф. В.П.Курамина, зам. председателя Проблемного научно­технического совета РОССНГС, д.т.н, проф. О.М. Иванцова, Проблемный научно­технический совет РОССНГС принял решение:

1. Отметить, что после застоя в раз­витии трубопроводного транспорта 90­х годов наступил новый этап сооружения сухопутных и морских трубопроводных систем, реализации уникальных трубо­проводных проектов: нефтепроводные системы ВСТО­1, ВСТО­2, БТС­2 и др., газопроводные системы Ямал – Европа, Сахалин – Хабаровск – Владивосток, Грязовец – Выборг, Мурманск – Волхов, Выборг – Грайфсвальд по Балтийскому морю, «Южный поток» и другие.

Стратегия развития нефтегазового комплекса на период до 2020 г. пред­усматривает огромную программу строительства магистральных трубопро­водов для транспортировки нефти, газа и продуктов их переработки.

На рисунках 10 и 11 показаны доли, объемы, конечные потребители нефти и газа, доля экспорта. Это официально

рисунок 11. Структура экспорта российской нефти по регионам мира

1500

1000

500

02000* 2005* 2010** 2015**

КОНЕЧНОЕ ПОТРЕБлЕНИЕ НЕФТИ НА КРУПНЕйШИХ МИРОВыХ РыНКАХ

млн т

Европа

Сев. Америка

США

Африка и Ближний Восток

АТР и страны Центральной Азии

* Источник: BP statistical Review of World Energy June 2006** Источник: IEA, WEO 2005 (пересчет из млн барр./сутки)

Сев. Америка

США

2000 0,17 0,17

2005 1,9 1,8

2010 13,0 12,0

2015 13,0 12,0

2000 2005 2010 2015

Северная Америка 0,01 0,16 1,41 0,93

США 0,02 0,19 1,08 1,04

Европа 13,6 24,9 22,9 20,6

Африка и Ближний Восток 0,69 1,65 1,43 1,25

АТР 0,18 0,91 3,44 6,11

Китай 0,56 2,38 2,61 5,66

АТР и страны Центральной Азии

Китай

2000 1,8 1,3

2005 10,4 8,1

2010 42,0 12,0

2015 80,0 30,0

Европа (включая евро-пейские страны СНГ)

2000 123,5

2005 234,1

2010 218,0

2015 200,0

Африка и Ближний Восток

2000 2,4

2005 6,6

2010 7,0

2015 7,0ДОлЯ ЭКСПОРТА РОССИйСКОй НЕФТИ,

% в объеме конечного потребления

Китай

теманомера

10 трубопроводный транспорт [теория и практика]

утвержденная стратегия. Схемы, изо­браженные на рисунках, предоставлены Минпромторгом России.

2. Отметить, что российские трубные компании, опираясь на Стратегию разви­тия нефтегазового комплекса успешно реа­лизуют свои комплексные программы об­новления производственных мощностей, рассчитанных на период 2002 – 2012 гг.

За этот период затраты на обновление основных фондов уже составили около $10 млрд собственных и заемных средств. Удельные инвестиции в трубной отрасли являются одними из самых высоких в ре­альном секторе экономики и составляют $200 за одну тонну готовой продукции.

На рисунке 12 показан рост мощно­сти выпуска труб, в том числе сварных и бесшовных. Производство труб большо­

го диаметра планируется довести даже выше указанного до 5,7 – 6,00 млн тонн, в том числе 3 млн тонн одношовных для под водных частей будущих трубопро­водов.

Суммарные мощности российских трубных предприятий по производству ТБД в 2010 году составят 5 млн тонн, в том числе одношовных ТБД – 2,7 млн тонн в год. В мировом производстве труб Россия занимает устойчивое третье место.

3. Трубная промышленность Рос­сии – пример успешной модернизации отрасли (рисунок 13).

В соответствии с программой модер­низации производства труб большого диаметра с июля 2010 года ОАО «ЧТПЗ» ввел в производство новый трубосвароч­

ный цех «Высота 239» по производству одношовных труб большого диаметра. Ввод нового стана позволил увеличить производство труб большого диаметра различного конструктивного испол­нения до 1,34 млн тонн в год. Трубы выпускаются с повышенными эксплуата­ционными характеристиками из высоко­прочных сталей для строительства на Крайнем Севере и акваториях морей:

диаметр труб, мм 508–1420толщина стенки, мм 6,4–48,0длина труб, м 12 и 18группа прочности, max К80 (Х100)

В ТСЦ «Высота 239» приняты все са­мые современные технологии, сформи­рована идеология «белой металлургии». В цехе фигурируют только операторы, одетые на своем рабочем месте в белые халаты.

4. Трубы большого диаметра, произ­водимые на российских заводах, не усту­пают своим зарубежным аналогам, а за­частую и превосходят их (рисунок 14).

Одношовные трубы большого диа­метра, производимые на ВМЗ, ИТЗ, ВТЗ аттестованы на соответствие всем веду­щим мировым стандартам, в том числе стандарту DNV. На Челябинском трубо­прокатном заводе уже ведется работа по аттестации производства одношовных ТБД в новом цехе «Высота 239».

5. Сформирована основная страте­гия в производстве труб большого диа­метра: от штрипсов к обетонированной трубе, защищенной от коррозии, плюс отводы, т.е. вверх по цепочке добавлен­ной стоимости. Сегодня стальная труба, особенно труба большого диаметра – 100% покрывается в заводских условиях трехслойным антикоррозионным, глад­костным внутренним покрытием. У всех трубных компаний появились активы по изготовлению отводов, тройников, пере­ходников и т.д. Кроме того, появилось и российское производство балластиро­ванной трубы. Ее изготавливает Москов­ский трубозаготовительный комбинат. Трубы превращаются в строительную конструкцию.

6. Изучение динамики емкости рос­сийского трубного рынка показывает большую неравномерность спроса по годам. Об этом, в частности, свидетель­ствуют диаграммы по трубам большого диаметра (рисунки 15 и 16).

Три разных министерства дают три разных прогноза в потребности труб. Планирование на один год не по­зволяет избежать возможности таких скачков в потребности объемов труб. Это ведет к простоям, консервации производства, что стоит дороже про­изводства. Затем незапланированная

6000

5000

4000

3000

2000

1000

0

рисунок 12. Расширение мощностей трубного производства ведущих производителей в период 2004 – 2012 гг.

2004 2010

2632

2012

2326

2870

3320

5016 5100

Итого: 7,65 млн тонн

Итого: 13,5 млн тонн

Сварные СМД Бесшовные трубы ТБД

рисунок 13Крупнейшие инвестиционные проекты российской трубной промышленности

реализованные проекты проекты, предусмотренные стратегией развития

• 2005 год – пуск новой линии по произ-водству ТБД на ВМЗ мощностью 450 тыс. тонн.

• 2010 год – пуск цеха по производству ТБД на ЧТПЗ мощ-ностью до 600 тыс. тонн. Пуск электросталеплавильного комплекса на ПНТЗ мощностью до 900 тыс. тонн трубной заготовки. «Трубодеталь» вводит новый цех по произ-водству тройников. Ввод новой линии отделки обсадных труб на ВМЗ – суммарная мощность 400 тыс. тонн.

• 2006 год – пуск нового цеха по произ-водству ТБД на ИТЗ мощностью 600 тыс. тонн.

• 2011 год – пуск стана 5000 на ВМЗ мощностью 1,2 млн. тонн широколистового горячекатаного проката

• 2007 год – пуск комплексов финишной обработки промысловых труб на ВТЗ, СинТЗ, Тагмете.

• 2012 год – пуск новых станов непрерывной горячей прокатки труб на СТЗ и ЧТПЗ. Пуск электросталеплавиль-ного комплекса на Тагмете мощностью до 900 тыс. тонн трубной заготовки.

• 2008 год – пуск новой линии по произ-водству ТБД на ВТЗ; расширение мощ-ностей по производству ТБД до 900 тыс. тонн, пуск литейно-прокатного комплек-са мощностью до1,5 млн. тонн проката на ВМЗ; пуск нового непрерывного стана горячей прокатки труб на Тагмете мощ-ностью до 600 тыс. тонн.

• 2013 год – пуск комплекса финишной обработки про-мысловых труб на СТЗ.

• 2009 год – пуск комплекса финишной обработки промысловых труб на ПНТЗ. Пуск электросталеплавильного комплек-са на СТЗ мощностью до 900 тыс. тонн трубной заготовки.

теманомера

11

трубопроводный транспорт [теория и практика]

№ 5 (21) октябрь 2010

(длительное инвестиционное проектирование). В мире существуют даже 5­летние финансовые пла­ны, основанные на опыте СССР.

7. Просить федеральные органы исполнитель­ной власти о переходе на среднесрочное планиро­вание инновационных бюджетов нефтегазовых компаний, на среднесрочное (3­5 лет) планиро­вание инвестиционных бюджетов нефтегазовых компаний с государственным участием (длительное инвестиционное проектирование) с целью предска­зуемости объемов потребления труб большого диа­метра и других материально­технических ресурсов для сооружения магистральных трубопроводов.

8. Просить Технический комитет по стандар­тизации №23 «Техника и технология добычи и переработки нефти и газа» (В.В.Русакову) при раз­работке или рассмотрении национальных стан­дартов, включающих разделы по требованиям к трубной продукции, привлекать специалистов в области строительства нефтегазовых объектов.

9. Просить дирекцию ВНИИСТа организовать (восстановить) исследования в области работоспо­собности новой трубной продукции при выполне­нии комплекса строительно­монтажных работ на объектах нефтяной и газовой промышленности. Такие исследования необходимы для регламента­ции параметрических показателей, характеризую­щих ресурс и безопасность трубопроводов.

Отсутствие результатов таких исследований не позволяет создать методологию оценки техни­ческого состояния трубопроводов и выполнить расчеты технико­экономических, экологических и социальных рисков, определяющих конкурен­тоспособность отечественных производителей на мировых рынках.

10. Рекомендовать СРО «Нефтегазстрой» (В.П. Курамину) при разработке национального стандарта «Магистральные трубопроводы для транспортировки нефти, природного газа и про­дуктов их переработки. Организация и технология производства строительно­монтажных работ» использовать при формировании требований к трубной продукции современные возможности от­ечественной трубной промышленности, нашедшие отражение в настоящем постановлении Совета.

рисунок 14Сравнительная характеристика российских и импортных труб большого диаметра

Характеристика Иностранные производители Российские производители

ХТЗ европайп Ниппон-Кокан ВМЗ ЧТПЗ ВТЗ ИТЗ

Конструкция трубы 530–820 кольц. 914–1420 1-шовная

1-шовная 1-шовная 1-шовная 1-шовная 1-шовнаяСпиралешовная

1-шовная

Диаметр, мм 530–1420 530–1625 406–1422 508–1420 530–1420 508–1420 610–1420

Толщина стенки, мм 7–22 7–40 6–44,5 7–48 7–48 8–42 7–40

Длина, м 10,5–11,6 10,5–11,6; 18 10,5–11,6; 18 10,5–11,6 10,5–11,6 10,5–11,6 18

Класс прочности Х60–Х70 Х60–Х100 Х60–Х100 Х60–Х100 Х60–Х70 Х60–Х100 Х60–Х100

Термообработка Нет Нет Закалка с отпу-ском, нормали-зация отпуск

Нет Нет Закалка с от-пуском

Нет

Автоматизация процесса сварки и неразрушаещего контроля

Нет есть есть есть есть есть есть

Экспандирование Механическое Механическое Механическое Комбинированное Гидравлическое Гидравлическое Механическое

По диаметру концов труб, мм

± 1,6 ± 1,6 ± 1,6 ± 1,6 ± 1,6 ± 1,6 ± 1,6

По диаметру тела трубы, мм

± 3,0 ± 2,0 ± 2,0 ± 2,0 ± 3,0 ± 2,0 ± 2,0

Наружное покрытие есть есть есть есть есть есть есть

Внутреннее покрытие есть есть есть есть есть есть есть

40%

30%

20%

10%

0

-10%

-20%

рисунок 15. Прогноз емкости российского рынка труб большого диаметра

2,9% 4,2%

-14,6%

-4,1%

4,3%2,7%

5,0%

8,7%

35,6%

Минэкономразвития России Минпромторг России Минэнерго России

2011 (прогноз) 2012 (прогноз) 2013 (прогноз)

срочная потребность ведет к форсированному производству и росту цен на продукцию.

Необходимо делать хотя бы инвестиционную трехлетку, тем более, что в нефтегазовом комплексе много компаний с государственным участием

3500

3000

2500

2000

1500

1000

500

0

рисунок 16. Динамика рос-сийского рынка труб большого диаметра

1453

2104

2568

1411 1465

2900

1630

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 (оценка)

Тыс. тонн

Тыс. тонн

конференцииконференции

13

трубопроводный транспорт [теория и практика]

№ 5 (21) октябрь 2010

В последующие дни свои пленарные до-клады озвучили представители Университета химической технологии Пекина (Ю.Чжао), шведской компании КIMAB AB из Стокгольма (И.Тидблад) и Института физической химии и электрохимии имени А.Н.Фрумкина (профессор В.А.Головин). В этих докладах были проана-лизированы различные аспекты механизма питтинговой коррозии, коррозионного влияния атмосферы на памятники культуры и фор-мирования полимерных покрытий, стойких в различных агрессивных средах.

Секционные устные доклады можно с не-которой условностью структурировать в две основные группы: теоретическую — по анализу механизмов различных коррозионных процес-сов и прикладную — по анализу последствий проявления коррозионного влияния в различных областях промышленности и производственной деятельности. К первой группе относятся следую-щие секции: по общей теории коррозии, по изу-чению свойств коррозионных сред, по методам исследования коррозии, по морской коррозии, по стресс-коррозии (коррозионному растрески-ванию), по микробиологической коррозии, по изоляционным покрытиям, по катодной защите от коррозии, по ингибированию коррозии и по стандартизации мер защиты от коррозии. Вторую группу составляют секции: коррозия в нефтега-зовой отрасли, коррозия нефтезаводского обо-рудования, коррозия систем водопотребления, коррозия систем горячего водоснабжения, кор-розия объектов атомной энергетики, коррозия транспортных средств, коррозия железобетонных сооружений, коррозия в космической технике, нанотехнологии при изучении коррозионных проблем, коррозия в археологии и сохранность памятников культуры, экологические проблемы коррозии, компьютерная техника при коррозион-ных исследованиях и обучении коррозионистов и даже коррозия полимерных материалов.

Разнообразие количества докладов, пред-ставленных в каждой секции, может служить своеобразным показателем значимости рас-сматриваемых секциями коррозионных проблем и степени интереса к ним со стороны не только европейских коррозионистов, но и коррозио-нистов всего мира, так как на Конгрессе были представлены доклады со всех континентов. Наибольшим вниманием пользовались экологи-ческие коррозионные проблемы (20 докладов) и компьютерные аспекты в коррозионной науке и практике (21 доклад). Наиболее благополучное положение, судя по ограниченному количеству представленных докладов, обстоит в теорети-ческих и методических вопросах как механизма коррозии, так и оценки коррозионных свойств вызывающих ее сред (6 докладов на три секции). В целом прикладная группа секций также поль-зуется заметно большим вниманием коррозиони-стов, чем теоретическая группа секций.

Укрупненный анализ доложенных на Кон-грессе сообщений позволяет сделать некоторые обобщения и обратить внимание специалистов на наиболее интересные и значимые доклады по каждой секции. Краткий обзор таких докладов представлен далее.

Теоретические вопросы коррозионной нау-ки в наибольшей степени были представлены в пленарных докладах Ю.И.Кузнецова и Ю.Чжао с Ю.Тангом. Первый из них излагал новейшие взгляды на формирование наноструктуры по-кровных слоев ингибиторных соединений. Два других соавтора высказывали свои соображе-ния о возможности прогнозирования обра-зования и тенденциях развития питтинговых коррозионных поражений как чистого железа, так и сплавов углеродистых, в том числе — не-ржавеющих сталей.

В области оценки коррозионного влияния на характер и интенсивность коррозионных процессов наиболее интересны доклады Я.Б.Униговского, Э.М.Гутмана и З.Корена из Израиля «Коррозионный крип металлов и его роль при коррозионном растрескивании под напряжением», В.В.Харионовского из ООО «Газпром ВНИИГАЗа», А.С.Кузбожева и В.О.Соловья из ухтинских организаций Газпро-ма, а также Я.Сахарова из российского Поляр-

ного геофизического института с соавторами из канадской Геофизической лаборатории. В докладе первой группы авторов заметный интерес представляет использованный ими энергетический функционал, контролирующий, по их мнению, явление коррозионного крипа:

De≈ J—Vm—

a–b—–

—ln2

–. e°0 + t +e0

Доклады специалистов ОАО «Газпром», посвященные проблеме стресс-коррозии на магистральных газопроводах, документально подтверждают контролирующую роль химиче-ского состава грунта в сочетании с рабочими режимами действующей катодной защиты при протекании процессов КРН. Особого интереса заслуживает совместный российско-канадский доклад, в котором сделана попытка обо-сновать превалирующее влияние природных условий залегания трубопроводных трасс на

формирование коррозионно-опасных гео-магнитных блуждающих токов, вызывающих усиленное разрушение магистральных трубо-проводов. Интерес к этой проблеме несколько удивляет, так как много лет назад коррозио-нистами тех же стран, детально изучавшими эту проблему, было предметно показано, что реальную коррозионную опасность это явле-ние не представляет, хотя действительно в трубопроводах меридионального направления могут кратковременно возникать геомагнит-ные блуждающие токи до 700–800 Ампер. При этом, однако, плотность разряда этих токов в окружающую землю на анодных участ-ках протяженностью до сотен километров не превышает 5–10 мА/м.

Проблема методического подхода к изучению коррозионных проблем пользо-валась наибольшим вниманием участников Конгресса. Одно перечисление обсуждавшихся методов, приборного обеспечения и интерпре-тации результатов экспериментальных иссле-

дований может занять не один абзац текста. В хронологическом порядке их представления доклады этой области рассматривали АТR-FTIR-спектроскопию (шведские специалисты), методику использования дифракции рентге-новского излучения (специалисты из Герма-нии), методы анализа коррозионной стойкости высоколегированных сплавов (доклад группы специалистов Австрии), изучение явлений на-водороживания (совместная англо-канадская работа), работу коррозионных гальванопар при атмосферной коррозии (французские исследователи), использование электрон-ной микроскопии при изучении механизма коррозии (доклад группы специалистов из Дании), методы изучения формирования по-верхностных нанопленок в процессе коррозии (совместный доклад российских и зарубежных коррозионистов из пяти различных городов).

и современные тенденции в сфере противокоррозийной защиты

В период с 13 по 17 сентября 2010 года впервые в Москве на территории Конгресс-Хауза Центра Международной Торговли на Красной Пресне состоялся Европейский Конгресс коррозионистов EUROCORR-2010. По своему масштабу этот Конгресс считается одним из крупнейших мировых коррозионных форумов как по числу рабочих секций, так и по количеству представленных на них докладов.

12 трубопроводный транспорт [теория и практика]

Под редакцией В.В.Притулы

Обз

ор Е

вроп

ейск

ого

Конг

ресс

а ко

рроз

иони

стов

Структура проведения Конгресса включала устные доклады и письменные постеры, которые в количественном соотношении составляли 60 и 40% заявленных на Конгресс сообщений. Устные доклады в программе были представлены четырь-мя пленарными докладами, по одному в первый и каждый последующий день работы Конгресса, и 344 докладами на 23 секциях в последующий период. Одновременно на 21 структурном секторе было представлено 210 постерных сообщений.

Пленарную часть Конгресса открыло выступ-ление заместителя начальника департамента транс порта газа ОАО «Газпром», одного из ру ко водителей СРО НП «СОПКОР» С.В. Алимова. В своем выступлении он охарактеризовал роль и значение коррозионной науки в обеспечении коррозионно-промышленной безопасности трубо-проводной системы ОАО «Газпром», которое выступило генеральным спонсором EUROCORR-

2010. Одновременно С.В. Алимов отметил при этом и значимость деятельности СРО НП «СОП-КОР», – являющегося в настоящее время первой в России саморегулируемой организацией в области противокоррозионной защиты.

Затем заместитель директора Институ-та физической химии и электрохимии имени А.Н. Фрумкина Российской Академии Наук профессор Ю.И. Кузнецов огласил последние достижения отечественной коррозионной науки в области создания новых ингибиторов корро-зии и изучения наноструктуры формирования покровных слоев ингибиторов, тормозящих раз-витие процессов коррозии стальных сооружений и конструкций. В заключение своего доклада Ю.И. Кузнецов отметил, что потенциально наи-высший эффект применение ингибиторов может приносить в сочетании с использованием и других средств противокоррозионной защиты.

конференцииконференции

13

трубопроводный транспорт [теория и практика]

№ 5 (21) октябрь 2010

В последующие дни свои пленарные до-клады озвучили представители Университета химической технологии Пекина (Ю.Чжао), шведской компании КIMAB AB из Стокгольма (И.Тидблад) и Института физической химии и электрохимии имени А.Н.Фрумкина (профессор В.А.Головин). В этих докладах были проана-лизированы различные аспекты механизма питтинговой коррозии, коррозионного влияния атмосферы на памятники культуры и фор-мирования полимерных покрытий, стойких в различных агрессивных средах.

Секционные устные доклады можно с не-которой условностью структурировать в две основные группы: теоретическую — по анализу механизмов различных коррозионных процес-сов и прикладную — по анализу последствий проявления коррозионного влияния в различных областях промышленности и производственной деятельности. К первой группе относятся следую-щие секции: по общей теории коррозии, по изу-чению свойств коррозионных сред, по методам исследования коррозии, по морской коррозии, по стресс-коррозии (коррозионному растрески-ванию), по микробиологической коррозии, по изоляционным покрытиям, по катодной защите от коррозии, по ингибированию коррозии и по стандартизации мер защиты от коррозии. Вторую группу составляют секции: коррозия в нефтега-зовой отрасли, коррозия нефтезаводского обо-рудования, коррозия систем водопотребления, коррозия систем горячего водоснабжения, кор-розия объектов атомной энергетики, коррозия транспортных средств, коррозия железобетонных сооружений, коррозия в космической технике, нанотехнологии при изучении коррозионных проблем, коррозия в археологии и сохранность памятников культуры, экологические проблемы коррозии, компьютерная техника при коррозион-ных исследованиях и обучении коррозионистов и даже коррозия полимерных материалов.

Разнообразие количества докладов, пред-ставленных в каждой секции, может служить своеобразным показателем значимости рас-сматриваемых секциями коррозионных проблем и степени интереса к ним со стороны не только европейских коррозионистов, но и коррозио-нистов всего мира, так как на Конгрессе были представлены доклады со всех континентов. Наибольшим вниманием пользовались экологи-ческие коррозионные проблемы (20 докладов) и компьютерные аспекты в коррозионной науке и практике (21 доклад). Наиболее благополучное положение, судя по ограниченному количеству представленных докладов, обстоит в теорети-ческих и методических вопросах как механизма коррозии, так и оценки коррозионных свойств вызывающих ее сред (6 докладов на три секции). В целом прикладная группа секций также поль-зуется заметно большим вниманием коррозиони-стов, чем теоретическая группа секций.

Укрупненный анализ доложенных на Кон-грессе сообщений позволяет сделать некоторые обобщения и обратить внимание специалистов на наиболее интересные и значимые доклады по каждой секции. Краткий обзор таких докладов представлен далее.

Теоретические вопросы коррозионной нау-ки в наибольшей степени были представлены в пленарных докладах Ю.И.Кузнецова и Ю.Чжао с Ю.Тангом. Первый из них излагал новейшие взгляды на формирование наноструктуры по-кровных слоев ингибиторных соединений. Два других соавтора высказывали свои соображе-ния о возможности прогнозирования обра-зования и тенденциях развития питтинговых коррозионных поражений как чистого железа, так и сплавов углеродистых, в том числе — не-ржавеющих сталей.

В области оценки коррозионного влияния на характер и интенсивность коррозионных процессов наиболее интересны доклады Я.Б.Униговского, Э.М.Гутмана и З.Корена из Израиля «Коррозионный крип металлов и его роль при коррозионном растрескивании под напряжением», В.В.Харионовского из ООО «Газпром ВНИИГАЗа», А.С.Кузбожева и В.О.Соловья из ухтинских организаций Газпро-ма, а также Я.Сахарова из российского Поляр-

ного геофизического института с соавторами из канадской Геофизической лаборатории. В докладе первой группы авторов заметный интерес представляет использованный ими энергетический функционал, контролирующий, по их мнению, явление коррозионного крипа:

De≈ J—Vm—

a–b—–

—ln2

–. e°0 + t +e0

Доклады специалистов ОАО «Газпром», посвященные проблеме стресс-коррозии на магистральных газопроводах, документально подтверждают контролирующую роль химиче-ского состава грунта в сочетании с рабочими режимами действующей катодной защиты при протекании процессов КРН. Особого интереса заслуживает совместный российско-канадский доклад, в котором сделана попытка обо-сновать превалирующее влияние природных условий залегания трубопроводных трасс на

формирование коррозионно-опасных гео-магнитных блуждающих токов, вызывающих усиленное разрушение магистральных трубо-проводов. Интерес к этой проблеме несколько удивляет, так как много лет назад коррозио-нистами тех же стран, детально изучавшими эту проблему, было предметно показано, что реальную коррозионную опасность это явле-ние не представляет, хотя действительно в трубопроводах меридионального направления могут кратковременно возникать геомагнит-ные блуждающие токи до 700–800 Ампер. При этом, однако, плотность разряда этих токов в окружающую землю на анодных участ-ках протяженностью до сотен километров не превышает 5–10 мА/м.

Проблема методического подхода к изучению коррозионных проблем пользо-валась наибольшим вниманием участников Конгресса. Одно перечисление обсуждавшихся методов, приборного обеспечения и интерпре-тации результатов экспериментальных иссле-

дований может занять не один абзац текста. В хронологическом порядке их представления доклады этой области рассматривали АТR-FTIR-спектроскопию (шведские специалисты), методику использования дифракции рентге-новского излучения (специалисты из Герма-нии), методы анализа коррозионной стойкости высоколегированных сплавов (доклад группы специалистов Австрии), изучение явлений на-водороживания (совместная англо-канадская работа), работу коррозионных гальванопар при атмосферной коррозии (французские исследователи), использование электрон-ной микроскопии при изучении механизма коррозии (доклад группы специалистов из Дании), методы изучения формирования по-верхностных нанопленок в процессе коррозии (совместный доклад российских и зарубежных коррозионистов из пяти различных городов).

и современные тенденции в сфере противокоррозийной защиты

В период с 13 по 17 сентября 2010 года впервые в Москве на территории Конгресс-Хауза Центра Международной Торговли на Красной Пресне состоялся Европейский Конгресс коррозионистов EUROCORR-2010. По своему масштабу этот Конгресс считается одним из крупнейших мировых коррозионных форумов как по числу рабочих секций, так и по количеству представленных на них докладов.

12 трубопроводный транспорт [теория и практика]

Под редакцией В.В.Притулы

Обз

ор Е

вроп

ейск

ого

Конг

ресс

а ко

рроз

иони

стов

Структура проведения Конгресса включала устные доклады и письменные постеры, которые в количественном соотношении составляли 60 и 40% заявленных на Конгресс сообщений. Устные доклады в программе были представлены четырь-мя пленарными докладами, по одному в первый и каждый последующий день работы Конгресса, и 344 докладами на 23 секциях в последующий период. Одновременно на 21 структурном секторе было представлено 210 постерных сообщений.

Пленарную часть Конгресса открыло выступ-ление заместителя начальника департамента транс порта газа ОАО «Газпром», одного из ру ко водителей СРО НП «СОПКОР» С.В. Алимова. В своем выступлении он охарактеризовал роль и значение коррозионной науки в обеспечении коррозионно-промышленной безопасности трубо-проводной системы ОАО «Газпром», которое выступило генеральным спонсором EUROCORR-

2010. Одновременно С.В. Алимов отметил при этом и значимость деятельности СРО НП «СОП-КОР», – являющегося в настоящее время первой в России саморегулируемой организацией в области противокоррозионной защиты.

Затем заместитель директора Институ-та физической химии и электрохимии имени А.Н. Фрумкина Российской Академии Наук профессор Ю.И. Кузнецов огласил последние достижения отечественной коррозионной науки в области создания новых ингибиторов корро-зии и изучения наноструктуры формирования покровных слоев ингибиторов, тормозящих раз-витие процессов коррозии стальных сооружений и конструкций. В заключение своего доклада Ю.И. Кузнецов отметил, что потенциально наи-высший эффект применение ингибиторов может приносить в сочетании с использованием и других средств противокоррозионной защиты.

конференции

15

трубопроводный транспорт [теория и практика]

№ 5 (21) октябрь 2010

конференции

14 трубопроводный транспорт [теория и практика]

Особенный интерес представляет доклад из Великобритании об электрохимических ме-тодах исследования железо-никелевого сплава метеоритного вещества. На фоне этого доклада привлекает сравнительное внимание доклад Н.Ануфриева, С.Олейника и А.Акользина (Ин-ститут физической химии и электрохимии РАН), в котором аналогичная методика использована для изучения коррозионной стойкости уже земных металлов и сплавов. Постоянный спод-вижник ИФХЭ РАН Физико-химический институт имени Карпова представил в этой же области коррозионных знаний два интересных доклада: «Структура железоосновных сплавов в контакте с коррозионной средой» авторов О.Каспаровой и Ю.Балдокина и «Гетерогенный или гомоген-ный железо-хромовый сплав и его коррозион-ное поведение» авторов И.И.Реформатской и А.Н.Подобаева. Завершает этот впечатляющий перечень доклад Ю.Я.Андреева из московского Института стали и сплавов «Термодинамиче-ский расчет Фладе-потенциала железа, никеля и хрома по их энергии Гиббса. Можно заме-тить, что эта область исследований не часто становится объектом публичного анализа, хотя функционально ее основа имеет много общего с классическим уравнением стандартного по-

тенциала железа, как это видно из выражения, являющегося ключевой основой указанного доклада:

E°F(s)=E°F+—m(

—DG°

—sMe—)+1,229. 2nF

Морская коррозия не получила особого внимания на этом Конгрессе. В этой области можно выделить лишь три более интересных доклада: «Компьютерное моделирование коррозии морского оборудования» группы французских специалистов, «Микробиологиче-ское коррозионное влияние в морской воде», который был продублирован группой голланд-ских коррозионистов в секции микробиоло-гической коррозии, и «Коррозия дуплексных сталей в химических и нефтяных резервуарах

на танкерах» Е.Юхансонна из Швеции. Говоря об этих докладах, следует обратить внима-ние исследователей, что при использовании метода моделирования изучаемых процессов в любой форме его реализации — компьютер-ной, физической или математической — по-лученные результаты могут быть применены на реальных моделируемых объектах только при условии контроля критерия подобия исполь-зуемой модели реальному объекту. Об этом, к сожалению, почти всегда забывают, что во многих случаях приводит к ошибочным выво-дам. Французский доклад относится к этой же категории исследований, о чем можно только сожалеть.

Общим объектом внимания секций морской и подземной коррозии стала стресс-коррозия. Доклады ОАО «Газпрома» и группы бывших российских коррозионистов из Из-раиля были дополнены еще одним российским докладом группы специалистов известной научно-производственной организации «Про-метей» из Санкт-Петербурга «Коррозионное растрескивание под напряжением в морской воде». Такое широкое внимание к этой пробле-ме свидетельствует о том, что стресс-коррозия, или иначе — коррозионное растрескивание под напряжением, КРН — действительно ста-новится основным коррозионным бедствием и не только на магистральных трубопроводах, где ее «вклад» в разрушительные коррози-

онные аварии по данным Ростехнадзора РФ к настоящему времени достиг более 60%.

Неожиданно значительный интерес был проявлен к проблеме микробиологической кор-розии. Два статистически интересных доклада в этой области были представлены из Соединен-ных Штатов Америки, доклад о коррозионном влиянии генезиса почвенных бактерий группы sulfovibriodesulfuricans на медные конструкции имел турецкое авторство, модель механизма микробиологической коррозии в трубопроводах была изложена в докладе из Великобрита-нии и, наконец, оригинальную новую модель микробиологической коррозии как функции генезиса почвенных бактерий доложила группа коррозионистов-микробиологов Германии и Австрии (рисунок). Российские специалисты этой области также представили два значитель-ных доклада: о морской биокоррозии говорила группа коррозионистов из Владивостока, а представители московского Экологического института имени А.Н.Северцева Г.В.Жданова и Ж.л.Ковальчук представили редкую информа-цию о микробиологической коррозии в атомной промышленности.

Секция изоляционных покрытий, хотя и опосредованно относящаяся к проблемам коррозии, также была представлена широким набором докладов разнообразных направле-ний. В хронологическом порядке изложения в числе этих докладов надо отметить доклад Т.Ваграмяна с сотрудниками из Московского химико-технологического института имени Д.И.Менделеева о перспективах формирования и применения фосфатирования в качестве изо-ляционного покрытия, доклады групп специали-стов из Бельгии и Испании о комбинированном применении «самозалечивающихся» полимер-ных покрытий в сочетании с ингибирующим эффектом, доклад итальянских специалистов из Мессины об опыте применения силиконовых изоляционных покрытий, бразильский до-клад об изоляционных покрытиях, нанесенных методом цинкования. Ряд докладов этой секции был тесно связан с работой секции нанотехно-логий из второй группы докладов прикладного направления. К этим докладам можно отнести доклады группы немецких специалистов из Франкфурта-на-Майне о нанометализационных покрытиях и нанопокрытиях для магниевых сплавов. Аналогичный второму доклад был представлен также А.Ябуки и М.Сакаи из япон-ского научного центра в Хиросиме.

Одной из самых популярных была секция катодной защиты, в которой преобладали доклады российских коррозионистов. Од-ним из наиболее интересных был доклад А.В.Тимонина, В.Ф.Синько и В.А.Тимонина из московского Научно-исследовательского института коррозии об опыте применения ими внутренней катодной защиты по методу ОАО ВНИИСТ для защиты от коррозии водовода Мангышлак–Астрахань в Казахстане, тур-кменского водовода в Небитдаге и водовода иодной смеси на одном из заводов химического производства. Не менее интересным и актуаль-ным был доклад, представленный профессором

В.В. Притулой (ОАО ВНИИСТ) и его учеником И.В. Вьюницким «Современная концепция комплексной коррозионной диагностики под-земных трубопроводов и резервуаров». Основу этой концепции составляют требования нового закона Российской Федерации «О промышлен-ной безопасности опасных производственных объектов», по которым для каждого маги-стрального трубопровода, бесспорно являю-щегося опасным производственным объектом, необходимо иметь постоянную информацию об его остаточном ресурсе и размерах рисков потенциально возможных коррозионных аварийных разрушений. Для этого требуется в режиме online располагать данными о реаль-ной остаточной скорости коррозии, которую обеспечивает действующая на трубопроводах катодная защита. В докладе с использованием диаграммы Пурбэ представлена новая тройная диаграмма коррозионного состояния трубной стали в сочетании с кривой термодинамиче-ской коррозионной стойкости этого материала при катодной поляризации. Такая диаграмма позволяет контролировать степень торможения исходного коррозионного процесса при любых значениях защитных потенциалов на трубо-проводе. Интересен для практических целей и доклад А. Маршакова с соавторами из ИФХЭ РАН с анализом новых методов мониторинга коррозии на трубопроводах ТНК-ВР в условиях, когда скорость местной свободной коррозии может достигать 3–5 мм/год и для ее тормо-жения применяются локальные протекторные установки. Может найти практическое при-менение информация из доклада Н.Н.Глазова, К.л.Шамшетдинова и Н.П.Глазова, представля-ющих ОАО «Газпром ВНИИГАЗ» и ОАО ВНИИСТ, о повышении эффективности катодной защиты путем гальванизации стальных защитных зазем-лений на промышленных площадках. Из зару-бежных докладов несомненный приоритет име-ет доклад коллектива авторов фирмы TOTAL о факторном контроле скорости почвенной кор-розии, который концептуально перекликается с докладом В.В.Притулы. Достоинствами этого доклада являются табулированные данные о функциональной связи скорости коррозии и поляризационного сопротивления при катодной защите, о связанном с ней функционале за-щитного потенциала для различных грунтовых условий и диагностике критериев катодной защиты по требованиям NF ENIsO 12954-2001. Подобные же результаты были представлены и в докладе группы бразильских коррозионистов из Рио-де-Жанейро, а также П.Никольсоном в докладе «Метод NACE для контроля коррозии по сочетанию результатов измерений потенциа-лов трубопровода и градиентов потенциалов грунта при катодной защите».

По-прежнему популярно направление при-менения ингибиторов коррозии. В этой секции был представлен богатый набор разнообразных докладов на любой научный вкус. Их перечис-ление можно начать с трех докладов представи-телей ИФХЭ РАН: профессора Ю.И.Кузнецова, Р.К.Вагапова с соавторами из ОАО «Газпром» об ингибировании сульфидной коррозии,

А.А.Чиркунова о фосфорсодержащих ингиби-торах и л.П.Казанского, Я.Авдеева и А.Буряка об общем механизме ингибирующего действия химических соединений. Вызывает обоснован-ный интерес доклад С.Калюжиной из Воронежа об ингибировании питтингообразования, а также доклад В.В.Экилик и А.Г.Бережной из Ростовского университета совместно с В.П.Григорьевым о технологии повышения защитного действия различных ингибиторов и л.Е.Циганковой из Тамбовского университета об универсальном ингибиторе от коррозии се-роводородом и углекислым газом. Из зарубеж-ных докладов несомненного внимания заслу-живают доклады интернациональной группы коррозионистов в составе: Е.Я.люблинский (США, ранее СССР), Т.Якубовская (Москва) и М.А.Хегази (Каирский Нефтяной исследова-тельский институт, Египет) об ингибировании в агрессивных нефтяных средах, К. Гекке из Уни-верситета Анкары (Турция) об ингибировании на меди, А.Айтака из того же Университета об ингибировании на алюминии и португальский доклад об ингибировании многоэлектродных систем. Кроме того, обратили на себя внимание три доклада о методах ингибирования, пред-ставленные Индией, и один доклад из Ирана.

Последняя, десятая секция теоретическо-го направления, рассматривавшая вопросы стандартизации и нормирования требований к защите от коррозии, в основном была пред-ставлена докладами российских специалистов. Наиболее существенное исключение из этой закономерности составил лишь объединенный доклад Т.Содберга (Норвегия), Н.Г.Петрова и Г.А.Бауге (Россия) «Гармонизация технических норм и стандартов на коррозионную защиту в оффшорах российского континентального шельфа». В этом докладе была сделана по-пытка сближения нормативных требований по обеспечению коррозионно-промышленной безопасности, установленных ведущей норвежской фирмой ФОРСЕ Инжиниринг,

ОАО «Газпром» и СРО НП «СОПКОР». Кроме того, можно отметить доклады А.П.Шалина из московского сертификационного центра «КОН-СТАНЦ» «Требования к коррозионностойким материалам», где сопоставлены ссылки на нор-мативные требования ГОСТ и NACE, а также представителя ТНК-ВР Т.С.Сивоконя «Стандар-тизация затрат на коррозионный мониторинг и управление на трубопроводах».

Доклады многочисленной второй группы секций прикладных направлений отличались, с одной стороны, большим разнообразием при-менительно к широкому диапазону требующих решения коррозионных задач, а с другой стороны — во многих случаях касались лишь весьма узких вопросов, представляющих толь-ко локальный интерес. В связи с этим отбор для обзора докладов из этой группы пред-ставил определенные сложности и, возможно, является дискуссионным.

Наиболее востребованной, как и можно было ожидать, является секция коррозии в не-фтегазовом оборудовании. Общий тон работы этой секции задает доклад «Борьба с коррози-ей в нефтегазовой отрасли России», кото-рый был сделан А.лаптевым из московской компании Nalko и Д.Бугаем, представляющим

Технологический университет из Уфы. Харак-теризуя основные коррозионные проблемы и пути их решения на российских нефтегазовых объектах, докладчики делают два основных заключения: основными задачами, которые требуют непременного решения, являются обя-зательное требование количественного учета рисков коррозии и создание специализирован-ных организаций по обеспечению и сервису эффективных противокоррозионных меро-приятий на опасных нефтегазовых объектах. В унисон прозвучали и доклады В.А.Канайкина с О.И.Стекловым от организации «Спецнеф-тегаз» об организации диагностики корро-зионных дефектов в режиме оnline, а также В.В.Харионовского (ООО «Газпром ВНИИГАЗ»)

Слой штамма сульфато-восстанавливающих бактерий (sRB)

Среда: искусственная морская вода

sRB

SO42–

FeS+FeCO3HCO–

3

HS–

Fe2+Fe2+

Fe0

конференции

15

трубопроводный транспорт [теория и практика]

№ 5 (21) октябрь 2010

конференции

14 трубопроводный транспорт [теория и практика]

Особенный интерес представляет доклад из Великобритании об электрохимических ме-тодах исследования железо-никелевого сплава метеоритного вещества. На фоне этого доклада привлекает сравнительное внимание доклад Н.Ануфриева, С.Олейника и А.Акользина (Ин-ститут физической химии и электрохимии РАН), в котором аналогичная методика использована для изучения коррозионной стойкости уже земных металлов и сплавов. Постоянный спод-вижник ИФХЭ РАН Физико-химический институт имени Карпова представил в этой же области коррозионных знаний два интересных доклада: «Структура железоосновных сплавов в контакте с коррозионной средой» авторов О.Каспаровой и Ю.Балдокина и «Гетерогенный или гомоген-ный железо-хромовый сплав и его коррозион-ное поведение» авторов И.И.Реформатской и А.Н.Подобаева. Завершает этот впечатляющий перечень доклад Ю.Я.Андреева из московского Института стали и сплавов «Термодинамиче-ский расчет Фладе-потенциала железа, никеля и хрома по их энергии Гиббса. Можно заме-тить, что эта область исследований не часто становится объектом публичного анализа, хотя функционально ее основа имеет много общего с классическим уравнением стандартного по-

тенциала железа, как это видно из выражения, являющегося ключевой основой указанного доклада:

E°F(s)=E°F+—m(

—DG°

—sMe—)+1,229. 2nF

Морская коррозия не получила особого внимания на этом Конгрессе. В этой области можно выделить лишь три более интересных доклада: «Компьютерное моделирование коррозии морского оборудования» группы французских специалистов, «Микробиологиче-ское коррозионное влияние в морской воде», который был продублирован группой голланд-ских коррозионистов в секции микробиоло-гической коррозии, и «Коррозия дуплексных сталей в химических и нефтяных резервуарах

на танкерах» Е.Юхансонна из Швеции. Говоря об этих докладах, следует обратить внима-ние исследователей, что при использовании метода моделирования изучаемых процессов в любой форме его реализации — компьютер-ной, физической или математической — по-лученные результаты могут быть применены на реальных моделируемых объектах только при условии контроля критерия подобия исполь-зуемой модели реальному объекту. Об этом, к сожалению, почти всегда забывают, что во многих случаях приводит к ошибочным выво-дам. Французский доклад относится к этой же категории исследований, о чем можно только сожалеть.

Общим объектом внимания секций морской и подземной коррозии стала стресс-коррозия. Доклады ОАО «Газпрома» и группы бывших российских коррозионистов из Из-раиля были дополнены еще одним российским докладом группы специалистов известной научно-производственной организации «Про-метей» из Санкт-Петербурга «Коррозионное растрескивание под напряжением в морской воде». Такое широкое внимание к этой пробле-ме свидетельствует о том, что стресс-коррозия, или иначе — коррозионное растрескивание под напряжением, КРН — действительно ста-новится основным коррозионным бедствием и не только на магистральных трубопроводах, где ее «вклад» в разрушительные коррози-

онные аварии по данным Ростехнадзора РФ к настоящему времени достиг более 60%.

Неожиданно значительный интерес был проявлен к проблеме микробиологической кор-розии. Два статистически интересных доклада в этой области были представлены из Соединен-ных Штатов Америки, доклад о коррозионном влиянии генезиса почвенных бактерий группы sulfovibriodesulfuricans на медные конструкции имел турецкое авторство, модель механизма микробиологической коррозии в трубопроводах была изложена в докладе из Великобрита-нии и, наконец, оригинальную новую модель микробиологической коррозии как функции генезиса почвенных бактерий доложила группа коррозионистов-микробиологов Германии и Австрии (рисунок). Российские специалисты этой области также представили два значитель-ных доклада: о морской биокоррозии говорила группа коррозионистов из Владивостока, а представители московского Экологического института имени А.Н.Северцева Г.В.Жданова и Ж.л.Ковальчук представили редкую информа-цию о микробиологической коррозии в атомной промышленности.

Секция изоляционных покрытий, хотя и опосредованно относящаяся к проблемам коррозии, также была представлена широким набором докладов разнообразных направле-ний. В хронологическом порядке изложения в числе этих докладов надо отметить доклад Т.Ваграмяна с сотрудниками из Московского химико-технологического института имени Д.И.Менделеева о перспективах формирования и применения фосфатирования в качестве изо-ляционного покрытия, доклады групп специали-стов из Бельгии и Испании о комбинированном применении «самозалечивающихся» полимер-ных покрытий в сочетании с ингибирующим эффектом, доклад итальянских специалистов из Мессины об опыте применения силиконовых изоляционных покрытий, бразильский до-клад об изоляционных покрытиях, нанесенных методом цинкования. Ряд докладов этой секции был тесно связан с работой секции нанотехно-логий из второй группы докладов прикладного направления. К этим докладам можно отнести доклады группы немецких специалистов из Франкфурта-на-Майне о нанометализационных покрытиях и нанопокрытиях для магниевых сплавов. Аналогичный второму доклад был представлен также А.Ябуки и М.Сакаи из япон-ского научного центра в Хиросиме.

Одной из самых популярных была секция катодной защиты, в которой преобладали доклады российских коррозионистов. Од-ним из наиболее интересных был доклад А.В.Тимонина, В.Ф.Синько и В.А.Тимонина из московского Научно-исследовательского института коррозии об опыте применения ими внутренней катодной защиты по методу ОАО ВНИИСТ для защиты от коррозии водовода Мангышлак–Астрахань в Казахстане, тур-кменского водовода в Небитдаге и водовода иодной смеси на одном из заводов химического производства. Не менее интересным и актуаль-ным был доклад, представленный профессором

В.В. Притулой (ОАО ВНИИСТ) и его учеником И.В. Вьюницким «Современная концепция комплексной коррозионной диагностики под-земных трубопроводов и резервуаров». Основу этой концепции составляют требования нового закона Российской Федерации «О промышлен-ной безопасности опасных производственных объектов», по которым для каждого маги-стрального трубопровода, бесспорно являю-щегося опасным производственным объектом, необходимо иметь постоянную информацию об его остаточном ресурсе и размерах рисков потенциально возможных коррозионных аварийных разрушений. Для этого требуется в режиме online располагать данными о реаль-ной остаточной скорости коррозии, которую обеспечивает действующая на трубопроводах катодная защита. В докладе с использованием диаграммы Пурбэ представлена новая тройная диаграмма коррозионного состояния трубной стали в сочетании с кривой термодинамиче-ской коррозионной стойкости этого материала при катодной поляризации. Такая диаграмма позволяет контролировать степень торможения исходного коррозионного процесса при любых значениях защитных потенциалов на трубо-проводе. Интересен для практических целей и доклад А. Маршакова с соавторами из ИФХЭ РАН с анализом новых методов мониторинга коррозии на трубопроводах ТНК-ВР в условиях, когда скорость местной свободной коррозии может достигать 3–5 мм/год и для ее тормо-жения применяются локальные протекторные установки. Может найти практическое при-менение информация из доклада Н.Н.Глазова, К.л.Шамшетдинова и Н.П.Глазова, представля-ющих ОАО «Газпром ВНИИГАЗ» и ОАО ВНИИСТ, о повышении эффективности катодной защиты путем гальванизации стальных защитных зазем-лений на промышленных площадках. Из зару-бежных докладов несомненный приоритет име-ет доклад коллектива авторов фирмы TOTAL о факторном контроле скорости почвенной кор-розии, который концептуально перекликается с докладом В.В.Притулы. Достоинствами этого доклада являются табулированные данные о функциональной связи скорости коррозии и поляризационного сопротивления при катодной защите, о связанном с ней функционале за-щитного потенциала для различных грунтовых условий и диагностике критериев катодной защиты по требованиям NF ENIsO 12954-2001. Подобные же результаты были представлены и в докладе группы бразильских коррозионистов из Рио-де-Жанейро, а также П.Никольсоном в докладе «Метод NACE для контроля коррозии по сочетанию результатов измерений потенциа-лов трубопровода и градиентов потенциалов грунта при катодной защите».

По-прежнему популярно направление при-менения ингибиторов коррозии. В этой секции был представлен богатый набор разнообразных докладов на любой научный вкус. Их перечис-ление можно начать с трех докладов представи-телей ИФХЭ РАН: профессора Ю.И.Кузнецова, Р.К.Вагапова с соавторами из ОАО «Газпром» об ингибировании сульфидной коррозии,

А.А.Чиркунова о фосфорсодержащих ингиби-торах и л.П.Казанского, Я.Авдеева и А.Буряка об общем механизме ингибирующего действия химических соединений. Вызывает обоснован-ный интерес доклад С.Калюжиной из Воронежа об ингибировании питтингообразования, а также доклад В.В.Экилик и А.Г.Бережной из Ростовского университета совместно с В.П.Григорьевым о технологии повышения защитного действия различных ингибиторов и л.Е.Циганковой из Тамбовского университета об универсальном ингибиторе от коррозии се-роводородом и углекислым газом. Из зарубеж-ных докладов несомненного внимания заслу-живают доклады интернациональной группы коррозионистов в составе: Е.Я.люблинский (США, ранее СССР), Т.Якубовская (Москва) и М.А.Хегази (Каирский Нефтяной исследова-тельский институт, Египет) об ингибировании в агрессивных нефтяных средах, К. Гекке из Уни-верситета Анкары (Турция) об ингибировании на меди, А.Айтака из того же Университета об ингибировании на алюминии и португальский доклад об ингибировании многоэлектродных систем. Кроме того, обратили на себя внимание три доклада о методах ингибирования, пред-ставленные Индией, и один доклад из Ирана.

Последняя, десятая секция теоретическо-го направления, рассматривавшая вопросы стандартизации и нормирования требований к защите от коррозии, в основном была пред-ставлена докладами российских специалистов. Наиболее существенное исключение из этой закономерности составил лишь объединенный доклад Т.Содберга (Норвегия), Н.Г.Петрова и Г.А.Бауге (Россия) «Гармонизация технических норм и стандартов на коррозионную защиту в оффшорах российского континентального шельфа». В этом докладе была сделана по-пытка сближения нормативных требований по обеспечению коррозионно-промышленной безопасности, установленных ведущей норвежской фирмой ФОРСЕ Инжиниринг,

ОАО «Газпром» и СРО НП «СОПКОР». Кроме того, можно отметить доклады А.П.Шалина из московского сертификационного центра «КОН-СТАНЦ» «Требования к коррозионностойким материалам», где сопоставлены ссылки на нор-мативные требования ГОСТ и NACE, а также представителя ТНК-ВР Т.С.Сивоконя «Стандар-тизация затрат на коррозионный мониторинг и управление на трубопроводах».

Доклады многочисленной второй группы секций прикладных направлений отличались, с одной стороны, большим разнообразием при-менительно к широкому диапазону требующих решения коррозионных задач, а с другой стороны — во многих случаях касались лишь весьма узких вопросов, представляющих толь-ко локальный интерес. В связи с этим отбор для обзора докладов из этой группы пред-ставил определенные сложности и, возможно, является дискуссионным.

Наиболее востребованной, как и можно было ожидать, является секция коррозии в не-фтегазовом оборудовании. Общий тон работы этой секции задает доклад «Борьба с коррози-ей в нефтегазовой отрасли России», кото-рый был сделан А.лаптевым из московской компании Nalko и Д.Бугаем, представляющим

Технологический университет из Уфы. Харак-теризуя основные коррозионные проблемы и пути их решения на российских нефтегазовых объектах, докладчики делают два основных заключения: основными задачами, которые требуют непременного решения, являются обя-зательное требование количественного учета рисков коррозии и создание специализирован-ных организаций по обеспечению и сервису эффективных противокоррозионных меро-приятий на опасных нефтегазовых объектах. В унисон прозвучали и доклады В.А.Канайкина с О.И.Стекловым от организации «Спецнеф-тегаз» об организации диагностики корро-зионных дефектов в режиме оnline, а также В.В.Харионовского (ООО «Газпром ВНИИГАЗ»)

Слой штамма сульфато-восстанавливающих бактерий (sRB)

Среда: искусственная морская вода

sRB

SO42–

FeS+FeCO3HCO–

3

HS–

Fe2+Fe2+

Fe0

конференции

17

трубопроводный транспорт [теория и практика]

№ 5 (21) октябрь 2010

и не вступали в противоречие с ранее приня-тыми терминами. Вряд ли очевидным видится физический смысл названия доклада «КРН в трибокоррозионной среде», поскольку в нем собраны воедино понятия, сами нуждающиеся в раскрытии их реального физического смысла, который может быть успешно определен с при-менением другой общепринятой коррозионной терминологии. При этом определение самого термина «коррозия» полагает, что он относится лишь к металлам и отражает процесс их окис-ления, сопровождающийся не только ионным, но и электронным обменом, что уже является элементарным актом прямого токообмена. Поскольку полимерные материалы не обладают кристаллической структурой, присущей группе металлов, процесс их окисления происходит по иному механизму, не сопровождающемуся прямым электронным обменом взаимодей-ствующих элементарных групп. В связи с этим использование словосочетания «коррозия» и «полимерные материалы» выглядит явным нон-сенсом. Видимо, это ощущение было присуще и самим участникам конгресса, которые заявили в эту секцию лишь пять докладов, из которых профессиональный интерес могут представлять лишь два доклада из Швейцарии и Германии.

конференции

16 трубопроводный транспорт [теория и практика]

значениями рН коррозионной среды, а также доклад из Румынии об использовании защитно-го действия гальванизации стальной арматуры, которое выражается в создании у поверхности арматуры электролитических слоев с рН в диапазоне 9–13 единиц, что способствует пас-сивации поверхности стали. Кроме того, можно отметить доклад Н.Н. Андреева с соавторами из ИФХЭ РАН и группы итальянских специали-стов о применении ингибирования бетонных смесей и совместный германо-голландский до-клад о коррозионном поведении напряженной арматуры железобетона.

Специфический интерес представляют до-клады секции коррозии космической техники. Приоритет здесь имели доклады группы корро-зионистов ВИАМ о создании многокомпанент-ного ионо-плазменного покрытия для защиты космических аппаратов от коррозии в полетах и группы итальянских специалистов о создании сплавов и металлических покрытий, обеспечи-вающих стойкость конструкционных элементов космических аппаратов против коррозионного растрескивания. Как видно из этих докладов, проблема стресс-коррозии сохраняет свою актуальность не только на земле и в морских водах, но и в космическом пространстве.

Не менее экзотически выглядят и доклады секции нанотехнологий при решении коррози-онных проблем. К сожалению, большинство из них связаны с названием секции в основном лишь формально. Однако можно констатиро-вать, что определенный интерес к работам в этом направлении проявляют коррозионисты Австралии, США, Португалии и России, пред-ставленной докладом Д.Бугая, А.лаптева и Р.Акиярова с соавторами из ИФХЭ РАН.

Всеобщий интерес вызвала работа секции коррозии в археологии и при сохранении памятников культуры. Этот интерес продик-тован необычностью объектов коррозионного воздействия. Наиболее ярким выглядел доклад С.А.Каримова с соавторами из ВИАМ о восста-новлении скульптуры В.И. Мухиной «Рабочий и колхозница», установленной перед территорией Всероссийского Выставочного Центра. Этот 28-метровый монумент восстанавливали из 40 структурных элементов по 5000 цветных фото-графий. При этом лишь 10% элементов могли быть реставрированы, а остальные пришлось воссоздавать вновь. Для сохранности восстанов-ленной скульптуры было использовано 1500 кг специальной пасты, которой удаляли продукты коррозии и предупреждали ее возможное по-явление. Для структурных элементов скреплен-ных более, чем 2500 болтовых соединений, использовали конструкционную сталь 14Х17Н2, которой обеспечили теперь коррозионную стойкость не менее, чем на 100 лет. Не мень-ший интерес представляли такие необычные доклады, как доклад Г.Симсек и А.Сакир из Турина о коррозии считающихся обычно корро-зионностойкими проволочных изделий из сере-бра и золота, доклад других шести итальянских специалистов тоже из Турина о различных коррозионных проблемах в музейной деятель-ности, доклад группы португальских спе-

циалистов о коррозионном износе старинных китайских монет, доклад двух специалистов из Каира (Египет) о коррозионном износе медных исторических предметов древнего Египта, доклад еще двух итальянских специалистов из Турина о коррозионном износе археологи-ческих бронзовых предметов древнего Рима. Завершить этот перечень можно обзорным докладом группы коррозионистов из Франции относительно общих коррозионных проблем с металлическими находками в археологии, а также двумя подобными докладами специали-стов из Чехии и Тегерана.

Последней профессионально выдержан-ной была работа секции по использованию компьютерной техники для целей коррози-онного образования и коррозионной науки. Здесь, прежде всего, надо отметить доклад Т.А. Ваграмяна и Ю.Н. Капустина из Москов-ского химико-технологического университета имени Д.И. Менделеева об использовании компьютерных технологий для подготовки коррозионных экспертов, доклад М.л. Мед-ведевой из Московского государственного университета нефти и газа имени И.М. Губки-на «Коррозионное образование в нефтегазо-вой отрасли»,

доклад В.И. Вигдоровича и л.Е. Циганковой из Тамбовского университета об университет-ской программе подготовки коррозионистов, а также доклад А. Гройсман и О. Гройсман из Израиля о специфике использования компьютерной техники для целей обучения коррозионной науке.

Две заключительные секции вызывают обоснованное удивление своей вычурной экзо-тичностью. Речь идет о секции со звучным на-званием «Трибокоррозия» и секции коррозии полимерных материалов. Безусловно, обосно-ванное появление новых терминов с развитием коррозионной науки является неизбежным. Однако хотелось бы, чтобы вновь вводимые термины имели реальный физический смысл

об основных задачах при организации коррози-онного мониторинга газотраспортных объектов и В.Харебова из организации «Интерюнис» о специальной системе «ССМ» комплексного коррозионного мониторинга. Об опыте защиты нефтегазового оборудования на морских промыслах рассказала группа специалистов вьетнамской компании ОВ «Вьетсовпетро». В технологическом плане наибольшее внимание было уделено проблемам защиты от сероводо-родной и углекислотной коррозии. Здесь можно отметить следующие интересные доклады: группы специалистов итальянской компании ENI из Милана, давших оценку опасности сероводородной коррозии при низких темпера-турах; китайских специалистов из Университета Пекина, доложивших о своих решениях по защите от углекислотной коррозии; А.Киченко из Тюмени, обрисовавшего коррозионную си-туацию на нефтепроводах Тюменской области, у которых вследствие комплексного воздействия сероводорода и углекислого газа, содержащих-ся в перекачиваемой среде, срок службы до аварийных разрушений не превышает 2–4 лет; а также американского коррозиониста Е. Кол-дуела с группой сотрудников об исследованиях модели коррозионного влияния сероводорода в

присутствии хлоридов на хромистую сталь, вы-полненных по методике NACE. К этому перечню можно добавить группу докладов из Франции, Германии и Ирана о проблемах стресс-коррозии нефтегазового технологического оборудова-ния, совместный доклад А.Смирнова с группой норвежских коррозионистов из университета Тронхейма о коррозионных последствиях диф-фузии водорода в сталь Х-70 и два доклада о коррозионном растрескивании стали, легиро-ванной 13% хрома, и мерах по ее катодной защите, представленные группой японских специалистов и интернациональной группой специалистов из Великобритании, Норвегии и Японии. Специальное внимание было обращено и на коррозионно-эрозионный износ труб, в том

числе из дуплексной стали. Эта проблема была обсуждена в докладах группы австрийских спе-циалистов (для условий трехфазного потока), К.лепкова и Р.Губнера из Технологического университета Перта в Западной Австралии (для условий совместного влияния песка и углекислого газа) и шведских коррозионистов (для условий циклических изменений режима перекачки).

Второй по уровню научного внимания к коррозионным проблемам стала секция коррозии нефтезаводского оборудования. Разнообразие представленных проблем здесь достигало не меньших размеров. Наиболее интересными в порядке очередности изложе-ния были следующие доклады: интернацио-нальной группы специалистов из Ангарска, Иркутска и Рио-де-Жанейро, доложивших о коррозии сталей класса Х-70 в горячей водной среде; группы итальянских специалистов, предложивших выбор мер защиты от корро-зии на основе оценки рисков по результатам коррозионного обследования; А.Гройсмана и Р.Симона из Израиля, оценивавших опасность коррозионных последствий при наводорожи-вании заводского оборудования; специалистов Университета Параны Куритиба из Колумбии,

давших оценку влиянию тантала на процесс наводороживания конструкционных сталей; американо-бразильский доклад о совместном действии катодной защиты и ингибирования для предупреждения коррозионного разру-шения резервуаров с двойным дном; доклад К.Клаесена (Бельгия) и М.Кулича (Австрия) об ингибировании сульфидной коррозии при высокой температуре, а также два доклада коррозионистов Италии и совместно США с Францией о катодной защите резервуаров и заводского технологического оборудования.

По остальным секциям второй группы докладов прикладной направленности было представлено заметно меньше. В области си-стем водоснабжения можно отметить доклады

Т.йенча (Германия) о санации ингибированием медных труб водоподающих систем, А.Беккера (Германия) о декарбонизации и ингибировании также в медных водопроводах и Р.Фесера (Гер-мания) о совместном применении ингибирова-ния и хлорирования водной среды в объеме 250 мг/литр в течение 24–72 часов для защиты от коррозии водопроводов из нержавеющей стали. Специального внимания здесь заслуживают доклады интернациональной группы коррозио-нистов Китая, США и Голландии о контактной коррозии свинцовых труб с медными аксессуа-рами на водоснабжающих системах в США, а также методе ее контроля CsMR по массовому соотношению ионов Cl-/sO42– для учета резуль-татов дезинфекции транспортируемой воды и группы французских специалистов о коррозион-ном поведении стальных цементированных труб водоснабжения при их анодной пассивации по технологии APVG.

В секции коррозии в системах горячего водоснабжения отдельного внимания заслужи-вает лишь три доклада: из Санкт-Петербурга В.А.Жабрева и С.В.Чупиной об органосили-катных противокоррозионных высокотемпера-турных покрытиях на температуры до 900°С, доклад из Франции о коррозии в бойлерах и доклад sGL-Групп Карбон-Компани о коррозии в парах хлористого и фтористого водорода при температурах 1200–2200°С.

Аналогичная ситуация в секции коррозии в атомной промышленности, где серьезный интерес могут представлять только два до-клада: совместный доклад группы американ-ских коррозионистов с А.Масленниковым и В.Перетрухиным (ИФХЭ РАН) о коррозии цир-кониевых сплавов и металлов урановой группы при температурах до 500°С, а также группы ко-рейских специалистов о стресс-коррозии сплава Alloy 600 во вторичной воде цикла охлаждения реактора.

Весьма своеобразно выглядит секция кор-розии транспортных средств. В ней представлен конгломерат 19 докладов разнообразного со-держания, которые объединяет лишь тот факт, что в них идет речь о коррозионном поведении металлов, использующихся для изготовления различных транспортных средств. Докладов, непосредственно связанных с коррозионными проблемами на автотранспорте, среди них можно насчитать не более трех – четырех. При этом ни один из них не содержит какой-либо новой или оригинальной информации, позволяющей реально увеличить коррозион-ную стойкость конструкционных элементов автотранспорта.

Недостаточно востребованным оказалось и направление секции коррозии железобетона. Интересен доклад группы коррозионистов из Бирмингема об опыте катодной защиты армату-ры железобетонных конструкций прерывистым током, что обеспечивает ее пассивацию на срок до 24 месяцев после прерывания поляризации. Практический интерес представляет доклад из Голландии о защитных свойствах бетона по от-ношению к стальной арматуре в морской воде с высоким содержанием хлоридов и с низкими

Завершая обзор работы Европейского конгресса коррозионистов EUROCORR – 2010, можно отметить, что впервые за многие годы проведения мировых и континентальных коррозионных конгрессов в Америке, Азии и Австралии (Бразилии, США, Китае, Филиппинах, Австралии и т.д.) язык страны-организатора конгресса не являлся его официальным языком. В связи с тем, что официальным языком кон-гресса был английский, все доклады в устной и письменной форме были представлены только на этом языке. Поэтому при обратном переводе на русский стали возможными некоторые неточ-ности и искажения — как названий докладов, так имен и фамилий самих докладчиков, за что заранее приносим им свои извинения.

конференции

17

трубопроводный транспорт [теория и практика]

№ 5 (21) октябрь 2010

и не вступали в противоречие с ранее приня-тыми терминами. Вряд ли очевидным видится физический смысл названия доклада «КРН в трибокоррозионной среде», поскольку в нем собраны воедино понятия, сами нуждающиеся в раскрытии их реального физического смысла, который может быть успешно определен с при-менением другой общепринятой коррозионной терминологии. При этом определение самого термина «коррозия» полагает, что он относится лишь к металлам и отражает процесс их окис-ления, сопровождающийся не только ионным, но и электронным обменом, что уже является элементарным актом прямого токообмена. Поскольку полимерные материалы не обладают кристаллической структурой, присущей группе металлов, процесс их окисления происходит по иному механизму, не сопровождающемуся прямым электронным обменом взаимодей-ствующих элементарных групп. В связи с этим использование словосочетания «коррозия» и «полимерные материалы» выглядит явным нон-сенсом. Видимо, это ощущение было присуще и самим участникам конгресса, которые заявили в эту секцию лишь пять докладов, из которых профессиональный интерес могут представлять лишь два доклада из Швейцарии и Германии.

конференции

16 трубопроводный транспорт [теория и практика]

значениями рН коррозионной среды, а также доклад из Румынии об использовании защитно-го действия гальванизации стальной арматуры, которое выражается в создании у поверхности арматуры электролитических слоев с рН в диапазоне 9–13 единиц, что способствует пас-сивации поверхности стали. Кроме того, можно отметить доклад Н.Н. Андреева с соавторами из ИФХЭ РАН и группы итальянских специали-стов о применении ингибирования бетонных смесей и совместный германо-голландский до-клад о коррозионном поведении напряженной арматуры железобетона.

Специфический интерес представляют до-клады секции коррозии космической техники. Приоритет здесь имели доклады группы корро-зионистов ВИАМ о создании многокомпанент-ного ионо-плазменного покрытия для защиты космических аппаратов от коррозии в полетах и группы итальянских специалистов о создании сплавов и металлических покрытий, обеспечи-вающих стойкость конструкционных элементов космических аппаратов против коррозионного растрескивания. Как видно из этих докладов, проблема стресс-коррозии сохраняет свою актуальность не только на земле и в морских водах, но и в космическом пространстве.

Не менее экзотически выглядят и доклады секции нанотехнологий при решении коррози-онных проблем. К сожалению, большинство из них связаны с названием секции в основном лишь формально. Однако можно констатиро-вать, что определенный интерес к работам в этом направлении проявляют коррозионисты Австралии, США, Португалии и России, пред-ставленной докладом Д.Бугая, А.лаптева и Р.Акиярова с соавторами из ИФХЭ РАН.

Всеобщий интерес вызвала работа секции коррозии в археологии и при сохранении памятников культуры. Этот интерес продик-тован необычностью объектов коррозионного воздействия. Наиболее ярким выглядел доклад С.А.Каримова с соавторами из ВИАМ о восста-новлении скульптуры В.И. Мухиной «Рабочий и колхозница», установленной перед территорией Всероссийского Выставочного Центра. Этот 28-метровый монумент восстанавливали из 40 структурных элементов по 5000 цветных фото-графий. При этом лишь 10% элементов могли быть реставрированы, а остальные пришлось воссоздавать вновь. Для сохранности восстанов-ленной скульптуры было использовано 1500 кг специальной пасты, которой удаляли продукты коррозии и предупреждали ее возможное по-явление. Для структурных элементов скреплен-ных более, чем 2500 болтовых соединений, использовали конструкционную сталь 14Х17Н2, которой обеспечили теперь коррозионную стойкость не менее, чем на 100 лет. Не мень-ший интерес представляли такие необычные доклады, как доклад Г.Симсек и А.Сакир из Турина о коррозии считающихся обычно корро-зионностойкими проволочных изделий из сере-бра и золота, доклад других шести итальянских специалистов тоже из Турина о различных коррозионных проблемах в музейной деятель-ности, доклад группы португальских спе-

циалистов о коррозионном износе старинных китайских монет, доклад двух специалистов из Каира (Египет) о коррозионном износе медных исторических предметов древнего Египта, доклад еще двух итальянских специалистов из Турина о коррозионном износе археологи-ческих бронзовых предметов древнего Рима. Завершить этот перечень можно обзорным докладом группы коррозионистов из Франции относительно общих коррозионных проблем с металлическими находками в археологии, а также двумя подобными докладами специали-стов из Чехии и Тегерана.

Последней профессионально выдержан-ной была работа секции по использованию компьютерной техники для целей коррози-онного образования и коррозионной науки. Здесь, прежде всего, надо отметить доклад Т.А. Ваграмяна и Ю.Н. Капустина из Москов-ского химико-технологического университета имени Д.И. Менделеева об использовании компьютерных технологий для подготовки коррозионных экспертов, доклад М.л. Мед-ведевой из Московского государственного университета нефти и газа имени И.М. Губки-на «Коррозионное образование в нефтегазо-вой отрасли»,

доклад В.И. Вигдоровича и л.Е. Циганковой из Тамбовского университета об университет-ской программе подготовки коррозионистов, а также доклад А. Гройсман и О. Гройсман из Израиля о специфике использования компьютерной техники для целей обучения коррозионной науке.

Две заключительные секции вызывают обоснованное удивление своей вычурной экзо-тичностью. Речь идет о секции со звучным на-званием «Трибокоррозия» и секции коррозии полимерных материалов. Безусловно, обосно-ванное появление новых терминов с развитием коррозионной науки является неизбежным. Однако хотелось бы, чтобы вновь вводимые термины имели реальный физический смысл

об основных задачах при организации коррози-онного мониторинга газотраспортных объектов и В.Харебова из организации «Интерюнис» о специальной системе «ССМ» комплексного коррозионного мониторинга. Об опыте защиты нефтегазового оборудования на морских промыслах рассказала группа специалистов вьетнамской компании ОВ «Вьетсовпетро». В технологическом плане наибольшее внимание было уделено проблемам защиты от сероводо-родной и углекислотной коррозии. Здесь можно отметить следующие интересные доклады: группы специалистов итальянской компании ENI из Милана, давших оценку опасности сероводородной коррозии при низких темпера-турах; китайских специалистов из Университета Пекина, доложивших о своих решениях по защите от углекислотной коррозии; А.Киченко из Тюмени, обрисовавшего коррозионную си-туацию на нефтепроводах Тюменской области, у которых вследствие комплексного воздействия сероводорода и углекислого газа, содержащих-ся в перекачиваемой среде, срок службы до аварийных разрушений не превышает 2–4 лет; а также американского коррозиониста Е. Кол-дуела с группой сотрудников об исследованиях модели коррозионного влияния сероводорода в

присутствии хлоридов на хромистую сталь, вы-полненных по методике NACE. К этому перечню можно добавить группу докладов из Франции, Германии и Ирана о проблемах стресс-коррозии нефтегазового технологического оборудова-ния, совместный доклад А.Смирнова с группой норвежских коррозионистов из университета Тронхейма о коррозионных последствиях диф-фузии водорода в сталь Х-70 и два доклада о коррозионном растрескивании стали, легиро-ванной 13% хрома, и мерах по ее катодной защите, представленные группой японских специалистов и интернациональной группой специалистов из Великобритании, Норвегии и Японии. Специальное внимание было обращено и на коррозионно-эрозионный износ труб, в том

числе из дуплексной стали. Эта проблема была обсуждена в докладах группы австрийских спе-циалистов (для условий трехфазного потока), К.лепкова и Р.Губнера из Технологического университета Перта в Западной Австралии (для условий совместного влияния песка и углекислого газа) и шведских коррозионистов (для условий циклических изменений режима перекачки).

Второй по уровню научного внимания к коррозионным проблемам стала секция коррозии нефтезаводского оборудования. Разнообразие представленных проблем здесь достигало не меньших размеров. Наиболее интересными в порядке очередности изложе-ния были следующие доклады: интернацио-нальной группы специалистов из Ангарска, Иркутска и Рио-де-Жанейро, доложивших о коррозии сталей класса Х-70 в горячей водной среде; группы итальянских специалистов, предложивших выбор мер защиты от корро-зии на основе оценки рисков по результатам коррозионного обследования; А.Гройсмана и Р.Симона из Израиля, оценивавших опасность коррозионных последствий при наводорожи-вании заводского оборудования; специалистов Университета Параны Куритиба из Колумбии,

давших оценку влиянию тантала на процесс наводороживания конструкционных сталей; американо-бразильский доклад о совместном действии катодной защиты и ингибирования для предупреждения коррозионного разру-шения резервуаров с двойным дном; доклад К.Клаесена (Бельгия) и М.Кулича (Австрия) об ингибировании сульфидной коррозии при высокой температуре, а также два доклада коррозионистов Италии и совместно США с Францией о катодной защите резервуаров и заводского технологического оборудования.

По остальным секциям второй группы докладов прикладной направленности было представлено заметно меньше. В области си-стем водоснабжения можно отметить доклады

Т.йенча (Германия) о санации ингибированием медных труб водоподающих систем, А.Беккера (Германия) о декарбонизации и ингибировании также в медных водопроводах и Р.Фесера (Гер-мания) о совместном применении ингибирова-ния и хлорирования водной среды в объеме 250 мг/литр в течение 24–72 часов для защиты от коррозии водопроводов из нержавеющей стали. Специального внимания здесь заслуживают доклады интернациональной группы коррозио-нистов Китая, США и Голландии о контактной коррозии свинцовых труб с медными аксессуа-рами на водоснабжающих системах в США, а также методе ее контроля CsMR по массовому соотношению ионов Cl-/sO42– для учета резуль-татов дезинфекции транспортируемой воды и группы французских специалистов о коррозион-ном поведении стальных цементированных труб водоснабжения при их анодной пассивации по технологии APVG.

В секции коррозии в системах горячего водоснабжения отдельного внимания заслужи-вает лишь три доклада: из Санкт-Петербурга В.А.Жабрева и С.В.Чупиной об органосили-катных противокоррозионных высокотемпера-турных покрытиях на температуры до 900°С, доклад из Франции о коррозии в бойлерах и доклад sGL-Групп Карбон-Компани о коррозии в парах хлористого и фтористого водорода при температурах 1200–2200°С.

Аналогичная ситуация в секции коррозии в атомной промышленности, где серьезный интерес могут представлять только два до-клада: совместный доклад группы американ-ских коррозионистов с А.Масленниковым и В.Перетрухиным (ИФХЭ РАН) о коррозии цир-кониевых сплавов и металлов урановой группы при температурах до 500°С, а также группы ко-рейских специалистов о стресс-коррозии сплава Alloy 600 во вторичной воде цикла охлаждения реактора.

Весьма своеобразно выглядит секция кор-розии транспортных средств. В ней представлен конгломерат 19 докладов разнообразного со-держания, которые объединяет лишь тот факт, что в них идет речь о коррозионном поведении металлов, использующихся для изготовления различных транспортных средств. Докладов, непосредственно связанных с коррозионными проблемами на автотранспорте, среди них можно насчитать не более трех – четырех. При этом ни один из них не содержит какой-либо новой или оригинальной информации, позволяющей реально увеличить коррозион-ную стойкость конструкционных элементов автотранспорта.

Недостаточно востребованным оказалось и направление секции коррозии железобетона. Интересен доклад группы коррозионистов из Бирмингема об опыте катодной защиты армату-ры железобетонных конструкций прерывистым током, что обеспечивает ее пассивацию на срок до 24 месяцев после прерывания поляризации. Практический интерес представляет доклад из Голландии о защитных свойствах бетона по от-ношению к стальной арматуре в морской воде с высоким содержанием хлоридов и с низкими

Завершая обзор работы Европейского конгресса коррозионистов EUROCORR – 2010, можно отметить, что впервые за многие годы проведения мировых и континентальных коррозионных конгрессов в Америке, Азии и Австралии (Бразилии, США, Китае, Филиппинах, Австралии и т.д.) язык страны-организатора конгресса не являлся его официальным языком. В связи с тем, что официальным языком кон-гресса был английский, все доклады в устной и письменной форме были представлены только на этом языке. Поэтому при обратном переводе на русский стали возможными некоторые неточ-ности и искажения — как названий докладов, так имен и фамилий самих докладчиков, за что заранее приносим им свои извинения.

1 Официальным языком Европейского Конгресса коррозионистов был английский, поэтому не-сколько, на наш взгляд, интересных материалов из представленных на конгрессе мы приводим в двух вариантах: оригинал доклада и перевод на русский язык, что позволяет скорректировать возможные неточности.

коррозиятеория

18 трубопроводный транспорт [теория и практика]

Coвременная концепция комплексной коррозионной диагностики подземных трубопроводов и резервуаров

Modern conception of the complex corrosion diagnostics for Underground pipelines and tanks1

The effectiveness of cathodic polariza­tion for protection of main pipelines and tanks against underground corrosion and stress­corrosion cracking is depending from real probabilistic evaluation of a corrosion danger to these objects in the natural media, especially — from diagnostic of stress­corrosion influence.

Stress corrosion cracking (SCC) is very important for the Russian oil­and­gas industry due to a fact that a number of SCC failures of Russian carbon steel main pipelines have increased for last several decades (fig 1). All the factors supervising SCC process of main pipelines destruction can be classified as necessary or sufficient. Factors which can be a separate cause for SCC refer to sufficient factors. Necessary SCC factors define intensity of SCC corrosion process. Conceptual principle of SCC diagnostics is the multifactor analysis of conditions of a main pipeline laying and operation including an estimation of influence of electrochemical protection. Influence of each sufficient and necessary factor should be considered separately and in common. The quantitative result of this estimation is called “index of SCC danger”. Rate of growth of obtained SCC defects is defined using special diagrams in dependence of content of hydrogen­containing inorganic compound in ground and existing level of polarization potential.

Эффективность катодной поляризации для защиты маги­стральных трубопроводов и резервуаров от подземной коррозии и стресс­коррозионного растрескивания зависит от реальной возможности оценить коррозионную опасность этим объектам в естественных условиях, особенно — от диагностики стресс­коррозионного влияния.

Стресс­коррозионное растрескивание (КРН) имеет очень большое влияние в нефтегазовой индустрии России, принимая во внимание тот факт, что количество КРН­разрушений стальных магистральных трубопроводов в России имеет тенденцию роста за последнее десятилетие (рисунок 1). Факторы, которые могут быть при этом обязательной причиной КРН, классифицируются как достаточные. В то же время другие факторы, которые влияют на интенсивность стресс­коррозии, являются необходимыми. В связи с этим концептуальной основой диагностики КРН являет­ся многофакторный анализ условий заложения магистральных трубопроводов и условий его эксплуатации, включая влияние электрохимической защиты. Влияние каждого достаточного и необходимого фактора при этом должно быть оценено как раздельно, так и в совместных условиях их проявления. Коли­чественный результат такой оценки носит название «индекс вероятности стресс­коррозионной опасности» (индекс ВСКО). Скорость роста стресс­коррозионных разрушений может быть оценена на основании специальной тройной диаграммы термо­динамической коррозионной стойкости трубной стали с учетом объемов содержания доноров водорода в грунтовой среде и уров­ня поляризационного (защитного) потенциала трубопровода.

lкомплексная диагностика, стресс-коррозия, растрескивание, водород, диаграмма Пурбе, трубопровод, катодная защита;

lcomplex diagnostics, stress-corrozion, cracking, hydrogen, Pourbaix diagram, pipeline, cathodic protection

uuКлючевые слова / Key words:В.В.ПритулаДоктор технических наук, профессор, академик РАЕН, советник президента ОАО ВНИИСТ, главный редактор журнала, Москва

И.В.ВьюницкийКандидат химических наук, заместитель генерального директора по НИР ООО «Трансэнерго-строй», Москва

рисунок 1. Стресс-коррозия — основной фактор аварийных разрушений маги-стральных трубопро-водов в России

fig 1. Scc — the reason of increasing breakdowns of main pipelines in russia

1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000

Период эксплуатации, год / Operation time, year

Количество КРН-аварий, шт / Number of CRC drawbacks, unit

16

12

8

4

0

коррозиятеория

19

трубопроводный транспорт [теория и практика]

№ 5 (21) октябрь 2010

IntroductionMain oil pipelines are hazardous production facilities. During their long operation a number of harmful and dangerous processes take place: corrosion with forming and evolution of defects, stress corrosion cracking, damage of pipeline’s walls under action of external and internal factors, such as mechanical loads, temperature, etc. As a result of the abovementioned processes accident on a main pipeline might happen.

The underground steel pipelines may be usually exposed to two principal forms of corrosion influence. The first — direct electrochemical corrosion. The second — stress­corrosion. The first influence may be controlled and evaluated in accordance with trial diagram of corrosion equilibrium which is transformed from Pourbaix diagram. For this, Pourbaix diagram must be added by information about the influence of protection current density to pH change at the nearest soil layer to pipe steel surface at the distance no more 50 mkm. The combination of the pH­function curve with the polarization curve at the same current density give the possibility to receive at Pourbaix diagram the real summary function curve which demonstrate the single equilibrium condition of potential level achieving at the cathodic protection like it shown at fig 2. The comparison of this summary curve with the limit boundary of thermodynamics stability of iron give the possibility to calculate the real protection level, so as the remainder corrosion rate, in comparison with free corrosion rate without and with active protection, like it is written at fig 3. But this information is not enough in the case when stress­corrosion take place.

Stress corrosion cracking (SCC) is very important for the Russian oil­and­gas industry due to a fact that a number of SCC failures of Russian main pipelines has increased for last several decades. It has taken place in spite of the fact that Russian technical regulations require complex corrosion protection including cathodic protecting and insulation coating. Because of such an importance of the SCC phenomena for Russian oil­and­gas industry a lot of scientists have investigated the problem and worked out many concepts of SCC.

ВведениеМагистральные нефтепроводы, являющиеся основными опас­ными объектами нефтяной отрасли, за длительный срок их работы подвергаются влиянию многих опасных и разрушитель­ных процессов: образованию коррозионных дефектов, корро­зионному растрескиванию под напряжением, повреждению стенок труб в результате механических внутренних и наружных воздействий различного происхождения, рабочего давления, температурного фактора и т.д. Результатом совокупности влия­ния этих процессов может стать аварийный отказ или разруше­ние трубопровода.

Стальные подземные трубопроводы обычно могут испыты­вать два вида коррозионного воздействия окружающих усло­вий. Первый — прямая электрохимическая коррозия, второй — стресс­коррозия. Первый фактор влияния может контроли­роваться и количественно оцениваться по результатам его влия­ния согласно тройной диаграмме термодинамической коррози­онной стойкости (равновесия) железа (трубной стали), которая преобразуется на основе известной диаграммы Пурбэ. Для этого диаграмма Пурбэ дополняется информацией о влиянии защитной плотности тока и рН приэлектродного слоя электро­лита грунта на расстоянии не более 50 мкм от поверхности трубы. Сочетание кривой рН­функции и стандартной поляри­зационной кривой трубной стали при условиях общей плот­ности защитного тока позволяет получить на диаграмме Пурбэ суммарную кривую коррозионного поведения трубной стали в реальных условиях заложения трубопровода и обеспечения уровня его катодной защиты, как это показано на рисунке 2. Сопоставление этой единственно возможной для данного участ­ка трубопровода суммарной кривой коррозионной стойкости трубной стали с граничными значениями потенциалов термо­динамической стойкости железа на диаграмме Пурбэ позволяет на основе сопоставления реальных значений потенциалов и соответствующих им значений рН для каждого случая оценить достигаемую при этом степень защиты и на ее основании — остаточную скорость коррозии по отношению к начальной скорости свободной коррозии без применения катодной поляри­зации трубопровода, как это видно на рисунке 3. Однако этой информации недостаточно в случае, когда имеет место стресс­коррозия.

Длительный рост количества случаев стресс­коррозионных разрушений магистральных трубопроводов России в большин­стве случаев имеет место в условиях, когда по требованиям федеральных НТД их защита от коррозии осуществляется при обязательном сочетании использования изоляционных по­крытий и применения катодной поляризации. Такая ситуация в российской нефтегазовой индустрии стала причиной широких научных исследований этого явления и привела к возникнове­нию многих концепций объяснения механизма КРН.

рисунок 2. Тройная диаграмма термодинамического коррозионного равновесия трубной стали.Совмещенные диаграммы Пурбэ (j–pH), катодной поляризационной кривой (j–j) и pH-функциями приэлектронного слоя электролита (рH–j)

fig 2. Method to evaluate factor of degree of protection. Combination of the Pourbe diagram (j–pH), cathodic polarization curve (j – j) and dependence of pH on polarizing current (pH–j) results in curve of corrosion resistance of cathodically protected pipeline under real working conditions

рисунок 3. Кривые коррозионной стойкости трубной стали 19Г1С в реальных грунтах

fig 3. Method to evaluate factor of degree of protection2 3

j, mA/m2

pH

5100

200300

400500

600700

800900

67

89

1011

1213

14

-0,1

-0,2

-0,3

-0,4

-0,5

-0,6

-0,7

-0,8

-0,9

-1,0

плотность защитного тока, мА/м2

поляризационный потенциал, В м.с.э.

j, V s.h.e.

1

1

2

2

3

3

4

4

5 6 7 8 9 10 11 12pH

Поляризационный потенциал, В м.с.э. / Polerization potential, V

– 0,5

– 0,6

– 0,7

– 0,8

– 0,9

– 1,0

– 1,1

–1,2

Аллювий;Чернозем;Серозем

–0,67

–0,55

–0,41

–0,85

5,5 6,5

90% 78%

85%

7,1

60%

70%

80%

90%

коррозиятеория

20 трубопроводный транспорт [теория и практика]

Results and discussionProceeding from modern theories based on a predominating role of hydrogenisation SCC occurs in the following stages. Each of the stages is limited by the own limiting factor. The following occurs on the first stage resulting in open crack formation:1. Diffusion of hydrogen;2. Accumulation of H2 in defects of iron

lattice;3. Local breaking of crystal lattice;4. Crack opening.

Then an open crack grows in two dimensions in parallel and perpendicular to the pipe surface. As a result complete break of the crack occurs.

Actually in all cases of revealing SCC damages presence of active donors of hydrogen in ground and a level of protective polarization potentials of the pipeline corresponding to formation of these donors take place. Possible chemical reactions in a near­pipeline layer are shown in Tab 1.

The other way of hydrogen formation is physical dissociation caused by cathodic protection. A scheme of physical dissociation of particles which are present in soil electrolyte is shown in Fig. 4.

Estimation of CSS danger are performed using multifactor analysis of diagnostics of corrosion condition at the pipeline route including estimation of an efficiency of cathodic protection and condition of insulating coating. All the factors supervising SCC process of main pipelines destruction can be classified as necessary or sufficient. Factors which can be a separate cause for SCC refer to sufficient factors. They are divided into factors of “mechanical­chemical” and “corrosion” influence. Necessary SCC factors define intensity of SCC corrosion process. The relevant factors are temperature and pressure of a transported product, a degree of cyclicity of internal technological loadings and character of external mechanical loadings on the pipeline.

Результаты и их обсуждениеИсходя из современной теории, основанной на решающей роли наводо­роживания корродирующих труб, можно констатировать, что процесс КРН включает следующие стадии его протекания, каждая из которых контролируется собственным ограничивающим фактором. Первая стадия образования открытой на поверхность трубы трещины включает следующие промежуточные стадии:1. Диффузию ионов водорода в металл (исключительно ионов, так как

только они по своим размерам могут внедряться в кристаллическую решетку железа).

2. Накопление ионизированного водорода в дислокациях кристал­лической решетки, его последовательное преобразование там в атомарную, молекулярную и конечную газообразную форму с со­путствующим ростом внутреннего давления газообразного водорода в дислокациях до значений, превышающих энергию связи атомов железа в кристаллической решетке.

3. Возникновение внутренних слепых трещин в кристаллической ре­шетке в местах превышения давления водорода над энергией связи атомов железа или сопутствующих элементов сплава стали.

4. Раскрытие слепых трещин с выходом их на поверхность стали.Открытые трещины растут одновременно в двух направлениях:

вдоль и в глубину трубной секции под совместным влиянием как корро­зионных, так и механических факторов.

В реальных условиях во всех случаях возникновения КРН­повреждений имеет место наличие доноров водорода в грунте и уровень потенциалов на трубопроводе, соответствующий разложению соединений­доноров с образованием положительно заряженных свобод­ных ионов водорода, направленно перемещающихся к поверхности от­рицательно заполяризованной трубной секции. Возможные химические реакции, протекающие при этом в нано­слоях грунтового электролита на поверхности труб, показаны в таблице 1.

Другой путь образования ионов водорода может иметь место при фи­зической диссоциации молекул воды, вызванной недопустимо высокими катодными потенциалами электрохимической защиты. Принципиальная схема такой физической диссоциации представлена на рисунке 4.

Оценка опасности стресс­коррозионного разрушения выполняется на основе многофакторного анализа по результатам комплексной коррози­онной диагностики трубопровода и изучения коррозионной ситуации на трассе его заложения. Этот анализ включает также оценку эффективно­сти катодной защиты и состояния изоляционного покрытия трубопрово­да. Используя в этом случае концепцию существования «достаточных» и «необходимых» факторов коррозионного влияния, дополнительно систе­матизируют их по группам «коррозионного» и «механико­химического» влияния. При этом «необходимые» факторы, ускоряющие процесс КРН, в первую очередь включают температуру и давление транспортируемого продукта, цикличность технологических нагрузок при перекачке, а также прямые внешние механические нагрузки на трубопровод.

рисунок 4. Механизм образования иониро-ванного водорода при процессах гидролиза

fig 4. Physical formation of H+ in near-pipeline layer under action of cathodic protection

-1,2

-1,1

-1,0

-0,9

-0,8

-0,7

-0,6

-0.5

Fe+H2O NH3+H2O CO2+H2O H2s+H2O H2O siO2+H2O P2O5+H2OВ, м.с.э. j,V, c.с.-s.e

Fe+H+

Fe

Fe/ Fe2+

Fe2+

NH4+ →

NH3+H+

NH4+

HCO3–+OH– →

CO32–+H2O

2HCO3–+2e–+2H2O

→H2C2O4+4OH–

H2s+OH–→

Hs–+H2O

Н2O/H2s

СВБ

4H2O+2e–

→H2+2OH–

2H2O→O2+

4H++4e–

pH>7

2H2O→

H3O++OH–

pH=7

pH<7

H3O+ →

H++Н2O

siO2+2H2O+

4e–→si+4OH–

siO2 / H2O

H3PO4+2H++2e–

→H3PO3+H2O

H3PO4/H2O

таблица 1 / tab 1

таблица 1. Кинетика и механизмы образования ионизированного водорода из естественных грунтовых доноров водорода

tab 1. chemical ways to form active donors of hydrogen at the pipeline surface

АнодMe

–

–+

Н

коррозиятеория

21

трубопроводный транспорт [теория и практика]

№ 5 (21) октябрь 2010

Overall SCC danger is described by “index of SCC danger” which is calculated by the following equation:

where jpi,ki — polarization potential and critical potentials of hydrogen formation, V, in relation to cupper­cupper sulphate reference electrode (c. c.­s.e); Cнi,нki — observed and maximum concentrations of hydrogen donors in soil; Cо2,о2k — observed and maximum solubility of oxygen in soil electrolyte; Wpi,Ti — observed moisture and liquid limit of soil; KB — index of pipeline protection at railroad crossing; PГ, nГ, Pn, nn — factors of current load subjected by trains; tpi, tki, Ppi,ki, lpi,ki — observed and critical: temperature, pressure, distance from pump station; q — relation factor of acting potentials; a — relation factor of moisture of pipeline sectors; g — relation factor of pipeline sector situation; G, A, B, N, a, b — proportionality constants of algorithm.

Use of relations of the considered values enables to take any identical dimensions of them for calculations. This approach gives an opportunity to mark out potentially dangerous territories using design data and potentially dangerous pipeline sectors using complex diagnostics data. Example to apply this approach for a single pipeline is shown in fig. 5.

Danger of detected by in­line inspection SCC defects of pipe spools is described by calculated terms called “strength” and “durability”. Strength of a pipe spool with a defect is characterized by values of loads which result in a pipeline’s destruction under maintained loading conditions. Durability is an ability of construction to maintain working capacity during a certain time interval. It is characterized by time till breakdown of strength. Special schemes to calculate strength and durability have been developed for all the defect types and their combinations. Afterwards defined values are used to reasonable planning of main oil pipelines’ repair. For SCC defects an accurate definition of their rate of growth is considered to be very important to calculate defects’ durability.

В целом функционал многофакторного анализа, представлен­ный в форме «индекса ВСКО», имеет следующую структуру:

(1)

где jpi,ki — поляризационный и критический потенциалы водо­родообразования; В м.с.э.; Cнi,нki — фактическая и максимально критическая концентрация доноров водорода в грунте; Cо2,о2k — реальная и предельная растворимость кислорода в грунтовом электролите; Wpi,Ti — реальная влажность грунта и его предел текучести; KB — индекс уровня защиты трубопровода на пересе­чении (возможном) с железной дорогой; PГ, nГ, Pn, nn — факторы токового влияния блуждающих токов (при их наличии); tpi, tki, Ppi,ki, lpi,ki — реальные и критические значения температуры, дав­ления и расстояния до ближайшей перекачивающей станции; q — фактор приведения результатов влияния защитных потенциалов; a — фактор приведения результатов влияния влажности грунта; g — факторы приведения результатов влияния трассовых нагрузок на трубопровод; G, A, B, N, a, b — коэффициенты пропорциональ­ности использованных размерностей анализируемых факторов в алгоритме.

Используя приведенное соотношение, можно выполнить оценку индекса ВСКО для конкретного участка трассы трубопрово­да, как это показано на рисунке 5, и построить для этого участка кривую уровня опасности КРН, сразу же выявляющую наиболее опасные точки стресс­коррозионного разрушения. Как видно из рисунка 5, все 8 реальных мест КРН­разрушений произошли в местах максимальных значений индекса ВСКО. Лишь одно разру­шение имело место в точке, где величина индекса ВСКО достигла уровня «возможности» разрушения.

Оценка опасности КРН в режиме online по результатам внутри­трубной и наружной неразрушающей диагностики классифициру­ет опасные места по вероятности «механического разрушения» и «разгерметизации» трубопровода. Первые из них характеризуются размерами и характером потери несущей способности стенки трубной секции. «Разгерметизация» обычно характеризуется остаточным ресурсом до возникновения сквозного повреждения стенки трубы. Для дефектов различной формы и происхождения существуют различные расчетные алгоритмы для оценки сроков их полного разрушения. На основании применения таких алгорит­мов могут быть разработаны технически обоснованные оптималь­ные планы ремонтных работ на поврежденных участках трубопро­водов, чтобы вовремя избежать их аварийного разрушения.

рисунок 5. Результаты натурной проверки достоверности метода много-фактурного анализа опасности КРН по оценке индекса ВСКО (вероятность стресс-коррозионного отказа)

fig 5. Example of calculation of index of Scc danger for a single russian gas pipeline. Situations of revealed Scc defects are marked out by black squares

(1)

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26

Координаты участка трубопровода, км / km of pipeline

2

Количество КРН-аварий, шт / Index of sCC danger

3

2

1

0

IV

III

II

I

Места аварийных разрушений;I КРН более, чем возможна (неизбежна) / SCC drawback is very likely;IV КРН возможна / SCC drawback is likely;III КРН вероятна / SCC drawback is possible;IV КРН маловероятна / SCC drawback is unlikely

1. Притула В.В. Подземная коррозия трубопроводов и резервуаров. Тула: ЗАО «эХЗ», 2010. 208 с. 2. Маричев В.А., Розен-фельд И.Л. Сборник Корро-зия и защита от коррозии. М. : ВИНИТИ, 1978. С. 5–41.3. Poubaix M. Theory Stres corrossion cracing in Alloys. Brussels, 1971. p. 17.4. Притула В.А. Защита подземных трубопроводов от внешней коррозии. М.: Гостоптехиздат, 1948. 250 с.5. Parkins r.N. Delanty S.B. 8-th Simposium on pipeline research. AGA. Houston. 1993, p. 10.

1. V.V. Pritula. underground corrosion of pipelines and tanks. Tula. JSc «Echc», 2010, 208 р.2. V.A. Marichev, I.L. rosenfield. V. «corrosion and anticorrosion protection», M., VINITI, 1978, 5–41 p.3. M. Pourbaix. Theory Stress corrosion cracking in Alloys. Brussels, 1971, p. 17.4. V.A. Pritula. Protection of underground pipelines against external corrosion. M., Gostoptechizdat, 1948, 230 p.5. r.N. Parkins, S.B. DDelanty. 8-th Simposium on pipeline research. AGA., Houston, 1993, 10 p.

коррозиятеория

22 трубопроводный транспорт [теория и практика]

коррозиятеория

23

трубопроводный транспорт [теория и практика]

№ 5 (21) октябрь 2010

Rate of growth of SCC defects is controlled by a presence of certain inorganic compound and sulphate reducing bacteria (SRB) taking into consideration cathodic protection. For simplified rapid definition of rate of SCC defect growth one should estimate separate and total contribution of different sources of hydrogen formation. Made calculations comprise five groups of concentrations of ammonium compounds and bicarbonates: traces of presence, low (background), medium (increased), high, extremely high concentrations. General calculations of expected rate of SCC defect growth for cathodically protected buried pipeline steel are shown in Fig. 6–7.

So the most rates of growth of SCC defects relate the following values of protection polarization potential: –0,67 V, c. c.­s. e (in presence of NH4

+) and –0,72 V c. c.­s. e. (in presence of НСО3

–). After superposition of the abovementioned curves the most dangerous area shift to values obtained in presence of НСО3

– (fig. 8). In case of hydrogen formation due to electrolyze

of water and life activity of SRB growth of SCC defects progress at more negative values of polarization potential at water­encroached soil (fig. 9). The most rate evidently relates to potential of hydrogen escape from water (approximately –1,12 V c. c.­s. e.).

ConclusionsMultifactor analysis of pipeline condition provides numerical estimation of SCC danger of any pipeline sectors. The same technique can be used to mark territories with potential SCC danger to consider on pipeline design stage, like it is shown on fig. 10. Detection of formed SCC defects is performed using in­line inspection. Durability of them is calculated using rate of their growth which is defined by diagrams 5–9.

На основе многолетних исследований ОАО ВНИИСТ для водородно­коррозионного механизма стресс­коррозии была получена функция, описывающая скорость роста опасности КРН­разрушения с учетом развития коррозионных трещин как в длину, так и в глубину:VКРН=(Vг

2+Vд2)1/2,

где Vг — глубинная скорость роста дефекта КРН; Vд — ско­рость развития длины трещины КРН.

Когда места опасных значений индекса ВСКО совпадают с местами отслоения изоляционного покрытия, области рас­пространения опасных значений защитных потенциалов на трубопроводе, вызывающих образование ионизированного водорода, могут быть учтены соотношением:

где Sд — площадь отслоения изоляции; L1,2 — максимум и минимум отслоения изоляции по длине участка опасного значения индекса ВСКО; q, q1, q2 — коэффициенты корреля­ции расчетных параметров.

При этом протяженность зон опасного отслоения учиты­вается соотношениями:

где Fp — поляризационный потенциал трубопровода; Fc — ре­альный потенциал свободной коррозии трубопровода в той же точке; Fmax, min — максимальный и минимальный потен­циалы опасности КРН в условиях участка трубопровода.

Описанный метод количественной оценки опасности КРН был испытан на протяжении около 2000 км на газовых магистралях Западной Сибири и показал полное совпадение не менее, чем в 83%.

Скорость роста КРН­дефектов контролируется по принятому механизму присутствием в грунте различных неорганических соединений и сульфатвосстанавливающих бактерий (СВБ) с учетом действия катодной защиты. Скорость роста КРН­дефекта зависит от индивидуального поведения указанных субстанций, а также от их возможного влияния друг на друга с конечным образованием ионизированного водорода. Для удобства количественных расчетов этого показателя возможные доноры водорода были сгруппированы в пять групп с различной концентрацией бикарбонатов, аммонатов и других аналогичных соединений: очень высокая, высокая, сред­няя, низкая, следы присутствия. Результаты расчетов скоростей КРН для этих условий представлены на рисунках 6–7.

Так, наибольшая скорость роста КРН­дефектов соответствует следующим областям поляризационных потенциалов: –0,67 В м.с.э. (в присутствии аммонатов) и –0,72 В м.с.э. (в присутствии бикарбо­натов). Совмещение обоих графиков на рисунке 8 свидетельствует, что наибольшую опасность представляют бикарбонаты при указан­ном значении потенциала.

В случае образования водорода в результате гидролиза воды или генезиса СВБ, как можно видеть на рисунке 9, наибольшая опас­ность КРН­разрушений имеет место при гидролизе воды в области потенциала около –1,12 В м.с.э.

ЗаключениеМногофакторный анализ условий существования и эксплуатации подземных трубопроводов обеспечивает возможность количе­ственной оценки опасности стресс­коррозии в реальных условиях. Эта технология может быть использована для картографирования территории России и других государств по степени опасности коррозионного влияния КРН на стальные подземные трубопро­воды, как это показано на рисунке 10. Контроль опасности КРН может осуществляться непрерывно в режиме online. При оценке рисков возможность разгерметизации трубопроводов под влияни­ем коррозионных факторов достоверно прогнозируется на основе оценки остаточной скорости коррозии при существующем уровне защитных потенциалов.

рисунок 10. Карто-графирование районов опасности КРН на северных и северо-западных территориях Европейской части России

fig 10. Mapping

Глубинная скорость, мм/год / rate of crack deepness growth, mm/yearГлубинная скорость, мм/год / rate of crack deepness growth, mm/year

Глубинная скорость, мм/год / rate of crack deepness growth, mm/year

Глубинная скорость, мм/год / rate of crack deepness growth, mm/year

0,55 0,6 0,65 0,7 0,75 0,80,55 0,6 0,65 0,7 0,75 0,8

0,5 0,6 0,7 0,8

0,8 1 1,2 1,4 1,6Поляризационный потенциал, В м.с.э / polarization potential, V c.c.-s.e.Поляризационный потенциал, В м.с.э / polarization potential, V c.c.-s.e.

Поляризационный потенциал, В м.с.э / polarization potential, V c.c.-s.e.

Поляризационный потенциал, В м.с.э / polarization potential, V c.c.-s.e.

76

8

9

10

2

1,5

1

0,5

0

2

1,5

1

0,5

0

3,4

2,9

2,4

1,9

1,4

0,9

0,4

3

2,5

2

1,5

1

0,5

0

According to JSC VNIIST investigations at the real pipelines there is the prevalence of hydrogen­corrosion mechanism of stress­corrosion. In the corrosion process the cracks grow to deep and to length. Each of these processes has own rate for cracking. The middle calculation cracking rate may be valued by function:VMSCC=(Vd

2+Vl2)1/2,

where Vd — cracking rate to deep; Vl — cracking rate to length.

In the case when the danger pipeline parts exposed to SCC has «disbanded» isolation coating the evaluation of «index of SCC danger» must calculate the area of «disbanding» in which the critical potentials of hydrogen formation take place:

where Sd — the area of isolation «disbanding»; L1,2 — the maximum and minimum boundaries of SCC danger; q, q1, q2 — the correlation factors.

The boundaries of maximum and minimum SCC danger under «disbanded» coating may be fined at foundation of potentials level depending after cathodic protection on these areas:

where Fp — the polarization potential of pipeline; Fc — the real potential of free corrosion at the same point of pipeline; Fmax, min — the potentials of maximum and minimum SCC danger.

This method of SCC danger calculation and evaluation was realized at nearly 2000 km of main pipelines in Western Siberia with the reliable not less of 83 %.

рисунок 6. Скорость роста КРН-дефектов в зависи-мости от поляризаци-онного потенциала в присутствии NH4

+ ионов (м.с.э.).

fig 6. rate of growth of Scc defects in dependence on polarization potential (in relation to cupper — cupper sulphate reference electrode) in presence of NH4

+ ions

рисунок 9. Скорость роста КРН-дефектов в зависимо-сти от поляризационного потенциала в водной среде и с присутствием СВБ (Кн — содержание СВБ в грунтовой среде, ед/см3, Кc — активность СВБ, мгS/сут)

fig 9. rate of growth of Scc defects in dependence on polarization potential in water-encroached environment and in presence of SrB (КN is content of SrB, unit/cm3; КS is activity of SrB, mgr/day)

рисунок 7. Скорость роста КРН-дефектов в зависи-мости от поляризаци-онного потенциала в присутствии Hco3

– ионов

fig 7. rate of growth of Scc defects in dependence on polarization potential (in relation to cupper — cupper sulphate reference electrode) in presence of НСО3

– ions

рисунок 8. Скорость роста КРН-дефектов в зависимости от поляризационного потенциала в присут-ствии Hco3

– ионов и NH4

+ ионов

fig 8. rate of growth of Scc defects in dependence on polarization potential (in relation to cupper — cupper sulphate reference electrode) in simultaneous presence of НСО3

– and NH4+ ions

следы присутствия ≤ 0,75 K (K — концентрация данных ионов в грунте) / traces of presence ≤0,75 К (К — back-ground concentration of given ions in soil);

низкая концентрация — К±0,25 К / low concentration — К±0,25 К;

средняя концентрация — 1,25÷2,0 К / medium (increased) concentration — 1,25÷2,0 К;

высокая концентрация — 2,0÷3,0 К / high concentration — 2,0÷3,0 К;

очень высокая концентрация ≥3,0 K / extremely high concentration ≥3,0 К

Кн≤103, Кс=0,3/3,0 или 103≤Кн <104, Кс≤0,3 или Кн ≤102, Кс≥3 / КN≤103, КS=0,3/3,0 or 103≤КN<104, КS≤0,3 or КN≤102, КS

≥3 (1); 103≤КN<104, КS≥3 или КN≥104, КS=0,3/3,0 / 103≤КN<104, КS≥3 or КN≥104, КS=0,3/3,0 (2);

влажность грунта 10–30% / moisture of soil 10–30% (3);

влажность грунта более 30% / moisture of soil 30 % (4);

совмещение условий (1) и (3) / superposition of conditions (1) and (3);

совмещение условий (2) и (4) / superposition of conditions (2) and (4)

1. Притула В.В. Подземная коррозия трубопроводов и резервуаров. Тула: ЗАО «эХЗ», 2010. 208 с. 2. Маричев В.А., Розен-фельд И.Л. Сборник Корро-зия и защита от коррозии. М. : ВИНИТИ, 1978. С. 5–41.3. Poubaix M. Theory Stres corrossion cracing in Alloys. Brussels, 1971. p. 17.4. Притула В.А. Защита подземных трубопроводов от внешней коррозии. М.: Гостоптехиздат, 1948. 250 с.5. Parkins r.N. Delanty S.B. 8-th Simposium on pipeline research. AGA. Houston. 1993, p. 10.

1. V.V. Pritula. underground corrosion of pipelines and tanks. Tula. JSc «Echc», 2010, 208 р.2. V.A. Marichev, I.L. rosenfield. V. «corrosion and anticorrosion protection», M., VINITI, 1978, 5–41 p.3. M. Pourbaix. Theory Stress corrosion cracking in Alloys. Brussels, 1971, p. 17.4. V.A. Pritula. Protection of underground pipelines against external corrosion. M., Gostoptechizdat, 1948, 230 p.5. r.N. Parkins, S.B. DDelanty. 8-th Simposium on pipeline research. AGA., Houston, 1993, 10 p.

коррозиятеория

22 трубопроводный транспорт [теория и практика]

коррозиятеория

23

трубопроводный транспорт [теория и практика]

№ 5 (21) октябрь 2010

Rate of growth of SCC defects is controlled by a presence of certain inorganic compound and sulphate reducing bacteria (SRB) taking into consideration cathodic protection. For simplified rapid definition of rate of SCC defect growth one should estimate separate and total contribution of different sources of hydrogen formation. Made calculations comprise five groups of concentrations of ammonium compounds and bicarbonates: traces of presence, low (background), medium (increased), high, extremely high concentrations. General calculations of expected rate of SCC defect growth for cathodically protected buried pipeline steel are shown in Fig. 6–7.

So the most rates of growth of SCC defects relate the following values of protection polarization potential: –0,67 V, c. c.­s. e (in presence of NH4

+) and –0,72 V c. c.­s. e. (in presence of НСО3

–). After superposition of the abovementioned curves the most dangerous area shift to values obtained in presence of НСО3

– (fig. 8). In case of hydrogen formation due to electrolyze

of water and life activity of SRB growth of SCC defects progress at more negative values of polarization potential at water­encroached soil (fig. 9). The most rate evidently relates to potential of hydrogen escape from water (approximately –1,12 V c. c.­s. e.).

ConclusionsMultifactor analysis of pipeline condition provides numerical estimation of SCC danger of any pipeline sectors. The same technique can be used to mark territories with potential SCC danger to consider on pipeline design stage, like it is shown on fig. 10. Detection of formed SCC defects is performed using in­line inspection. Durability of them is calculated using rate of their growth which is defined by diagrams 5–9.

На основе многолетних исследований ОАО ВНИИСТ для водородно­коррозионного механизма стресс­коррозии была получена функция, описывающая скорость роста опасности КРН­разрушения с учетом развития коррозионных трещин как в длину, так и в глубину:VКРН=(Vг

2+Vд2)1/2,

где Vг — глубинная скорость роста дефекта КРН; Vд — ско­рость развития длины трещины КРН.

Когда места опасных значений индекса ВСКО совпадают с местами отслоения изоляционного покрытия, области рас­пространения опасных значений защитных потенциалов на трубопроводе, вызывающих образование ионизированного водорода, могут быть учтены соотношением:

где Sд — площадь отслоения изоляции; L1,2 — максимум и минимум отслоения изоляции по длине участка опасного значения индекса ВСКО; q, q1, q2 — коэффициенты корреля­ции расчетных параметров.

При этом протяженность зон опасного отслоения учиты­вается соотношениями:

где Fp — поляризационный потенциал трубопровода; Fc — ре­альный потенциал свободной коррозии трубопровода в той же точке; Fmax, min — максимальный и минимальный потен­циалы опасности КРН в условиях участка трубопровода.

Описанный метод количественной оценки опасности КРН был испытан на протяжении около 2000 км на газовых магистралях Западной Сибири и показал полное совпадение не менее, чем в 83%.

Скорость роста КРН­дефектов контролируется по принятому механизму присутствием в грунте различных неорганических соединений и сульфатвосстанавливающих бактерий (СВБ) с учетом действия катодной защиты. Скорость роста КРН­дефекта зависит от индивидуального поведения указанных субстанций, а также от их возможного влияния друг на друга с конечным образованием ионизированного водорода. Для удобства количественных расчетов этого показателя возможные доноры водорода были сгруппированы в пять групп с различной концентрацией бикарбонатов, аммонатов и других аналогичных соединений: очень высокая, высокая, сред­няя, низкая, следы присутствия. Результаты расчетов скоростей КРН для этих условий представлены на рисунках 6–7.

Так, наибольшая скорость роста КРН­дефектов соответствует следующим областям поляризационных потенциалов: –0,67 В м.с.э. (в присутствии аммонатов) и –0,72 В м.с.э. (в присутствии бикарбо­натов). Совмещение обоих графиков на рисунке 8 свидетельствует, что наибольшую опасность представляют бикарбонаты при указан­ном значении потенциала.

В случае образования водорода в результате гидролиза воды или генезиса СВБ, как можно видеть на рисунке 9, наибольшая опас­ность КРН­разрушений имеет место при гидролизе воды в области потенциала около –1,12 В м.с.э.

ЗаключениеМногофакторный анализ условий существования и эксплуатации подземных трубопроводов обеспечивает возможность количе­ственной оценки опасности стресс­коррозии в реальных условиях. Эта технология может быть использована для картографирования территории России и других государств по степени опасности коррозионного влияния КРН на стальные подземные трубопро­воды, как это показано на рисунке 10. Контроль опасности КРН может осуществляться непрерывно в режиме online. При оценке рисков возможность разгерметизации трубопроводов под влияни­ем коррозионных факторов достоверно прогнозируется на основе оценки остаточной скорости коррозии при существующем уровне защитных потенциалов.

рисунок 10. Карто-графирование районов опасности КРН на северных и северо-западных территориях Европейской части России

fig 10. Mapping

Глубинная скорость, мм/год / rate of crack deepness growth, mm/yearГлубинная скорость, мм/год / rate of crack deepness growth, mm/year

Глубинная скорость, мм/год / rate of crack deepness growth, mm/year

Глубинная скорость, мм/год / rate of crack deepness growth, mm/year

0,55 0,6 0,65 0,7 0,75 0,80,55 0,6 0,65 0,7 0,75 0,8

0,5 0,6 0,7 0,8

0,8 1 1,2 1,4 1,6Поляризационный потенциал, В м.с.э / polarization potential, V c.c.-s.e.Поляризационный потенциал, В м.с.э / polarization potential, V c.c.-s.e.

Поляризационный потенциал, В м.с.э / polarization potential, V c.c.-s.e.

Поляризационный потенциал, В м.с.э / polarization potential, V c.c.-s.e.

76

8

9

10

2

1,5

1

0,5

0

2

1,5

1

0,5

0

3,4

2,9

2,4

1,9

1,4

0,9

0,4

3

2,5

2

1,5

1

0,5

0

According to JSC VNIIST investigations at the real pipelines there is the prevalence of hydrogen­corrosion mechanism of stress­corrosion. In the corrosion process the cracks grow to deep and to length. Each of these processes has own rate for cracking. The middle calculation cracking rate may be valued by function:VMSCC=(Vd

2+Vl2)1/2,

where Vd — cracking rate to deep; Vl — cracking rate to length.

In the case when the danger pipeline parts exposed to SCC has «disbanded» isolation coating the evaluation of «index of SCC danger» must calculate the area of «disbanding» in which the critical potentials of hydrogen formation take place:

where Sd — the area of isolation «disbanding»; L1,2 — the maximum and minimum boundaries of SCC danger; q, q1, q2 — the correlation factors.

The boundaries of maximum and minimum SCC danger under «disbanded» coating may be fined at foundation of potentials level depending after cathodic protection on these areas:

where Fp — the polarization potential of pipeline; Fc — the real potential of free corrosion at the same point of pipeline; Fmax, min — the potentials of maximum and minimum SCC danger.

This method of SCC danger calculation and evaluation was realized at nearly 2000 km of main pipelines in Western Siberia with the reliable not less of 83 %.

рисунок 6. Скорость роста КРН-дефектов в зависи-мости от поляризаци-онного потенциала в присутствии NH4

+ ионов (м.с.э.).

fig 6. rate of growth of Scc defects in dependence on polarization potential (in relation to cupper — cupper sulphate reference electrode) in presence of NH4

+ ions

рисунок 9. Скорость роста КРН-дефектов в зависимо-сти от поляризационного потенциала в водной среде и с присутствием СВБ (Кн — содержание СВБ в грунтовой среде, ед/см3, Кc — активность СВБ, мгS/сут)

fig 9. rate of growth of Scc defects in dependence on polarization potential in water-encroached environment and in presence of SrB (КN is content of SrB, unit/cm3; КS is activity of SrB, mgr/day)

рисунок 7. Скорость роста КРН-дефектов в зависи-мости от поляризаци-онного потенциала в присутствии Hco3

– ионов

fig 7. rate of growth of Scc defects in dependence on polarization potential (in relation to cupper — cupper sulphate reference electrode) in presence of НСО3

– ions

рисунок 8. Скорость роста КРН-дефектов в зависимости от поляризационного потенциала в присут-ствии Hco3

– ионов и NH4

+ ионов

fig 8. rate of growth of Scc defects in dependence on polarization potential (in relation to cupper — cupper sulphate reference electrode) in simultaneous presence of НСО3

– and NH4+ ions

следы присутствия ≤ 0,75 K (K — концентрация данных ионов в грунте) / traces of presence ≤0,75 К (К — back-ground concentration of given ions in soil);

низкая концентрация — К±0,25 К / low concentration — К±0,25 К;

средняя концентрация — 1,25÷2,0 К / medium (increased) concentration — 1,25÷2,0 К;

высокая концентрация — 2,0÷3,0 К / high concentration — 2,0÷3,0 К;

очень высокая концентрация ≥3,0 K / extremely high concentration ≥3,0 К

Кн≤103, Кс=0,3/3,0 или 103≤Кн <104, Кс≤0,3 или Кн ≤102, Кс≥3 / КN≤103, КS=0,3/3,0 or 103≤КN<104, КS≤0,3 or КN≤102, КS

≥3 (1); 103≤КN<104, КS≥3 или КN≥104, КS=0,3/3,0 / 103≤КN<104, КS≥3 or КN≥104, КS=0,3/3,0 (2);

влажность грунта 10–30% / moisture of soil 10–30% (3);

влажность грунта более 30% / moisture of soil 30 % (4);

совмещение условий (1) и (3) / superposition of conditions (1) and (3);

совмещение условий (2) и (4) / superposition of conditions (2) and (4)

коррозиятеория

24 трубопроводный транспорт [теория и практика]

Актуальные задачи гармонизации нормативно-технической базы в области противокоррозионной защиты морских объектов континентального шельфа Российской Федерации

Priority Aspects of Harmonizing Technical Norms and Standards for Corrosion Protection of Offshore Facilities on the Russian Continental Shelf

For oil and gas companies of both countries, this historic event will, first and foremost, mean an upgrade to a totally new level of cooperation in production, transportation, storage and use of hydrocarbons. The largest joint business project will be the development of the Stockman Gas Condensate Field involving three giant companies, namely, OJSC Gazprom (Russia), Statoil­Hydro (Norway) and Total (France). For Russia, the development of crude hydrocarbon fields on the continental shelf is a strategic challenge requiring smooth interaction of all the parties involved, namely, governmental structures, large oil and gas companies as well as services providers, equipment vendors and materials suppliers.

Hydrocarbons production on the Russian shelf is only about to enter the maturity stage and will require developing complex unique engineering solutions in several areas including technical integrity assurance of both oil and gas production and transportation facilities and offshore oil and gas facilities infrastructure equipment.

One of the biggest issues is the insufficiency of technical norms and standards. The existing ones do not cover the real challenges of operations on the continental shelf. Besides, foreign companies’ involvement in the Russian

Для нефтегазовых компаний обеих стран это историческое событие означает, прежде всего, переход на качественно новый уровень сотрудничества в области добычи, транспортировки, хранения и использования углеводородов. Самым крупным со-вместным бизнес-проектом должно стать освоение Штокмановско-го газоконденсатного месторождения, для реализации которого объединили усилия гиганты: российская компания ОАО «Газ-пром», норвежская «Статойл-Гидро» и французская «Тоталь». Для России освоение месторождений на континентальном шельфе — стратегическая задача, требующая слаженного взаимодействия всех участвующих в работе сторон: государственных структур, крупных нефтегазовых компаний и компаний-поставщиков услуг, оборудования и материалов.

Добыча углеводородов на шельфе России только входит в стадию развития и требует применения сложных и уникальных ин-женерных решений, в том числе в части обеспечения технической целостности объектов добычи и транспортировки нефти и газа, а также технических средств инфраструктуры прибрежной состав-ляющей нефтегазовых комплексов.

Одним из наиболее актуальных вопросов остается недостаточ-ная развитость нормативно-технической базы. В своем нынешнем виде она не учитывает специфику проблем проведения работ на

lгармонизация, нормативно-техническая база, противокоррозийная защита, континентальный шельф Российской Федерации;

lharmonization; technical norms and standards; corrosion protection; Russian continental shelf

uuКлючевые слова / Key words:

Т.Содберг Доктор, FORCE-engineering, Норвегия

Н.Г.ПетровКандидат технических наук, ОАО «Газпром», Москва

Г.А.БаугеЗаместитель исполни-тельного директора СРО НП «СОПКОР», Москва

Отношения между Россией и Норвегией в последние 40 лет во многом определялись открытием значительных углеродных месторождений в арктических водах. 26 апре-ля текущего года переговоры о нефтегазовых ресурсах Баренцева моря завершились подписанием долгожданно-го соглашения о проведении делимитационной линии.

Over the past 40 years, the relations between Russia and Norway were heavily tied-in to the discovery of huge hydrocarbon depo-sits in Arctic waters. April 26, 2010, negotiations on oil and gas resources of the Barents sea ended up by signing the long-awaited agreement on the maritime delimitation line in the Barents sea.

коррозиятеория

25

трубопроводный транспорт [теория и практика]

№ 5 (21) октябрь 2010

oil and gas projects (and vice versa!) will as a minimum require harmonizing the Russian and foreign safety assurance practices, including corrosion risk control. Lack of coordination may result in accidents. The gaps in the Russian norms and standards can be filled in by learning and adapting foreign experience (including that of Norway). This will help save time and capital expenses on the research effort and development of technical solutions and focus these on more important targets.

To clearly understand this issue, let’s review the evolution of the norms and standards in the context of international experience. Offshore oil and gas resources development poses more numerous safety hazards as opposed to onshore development. Oil and gas production on continental shelf in other countries, as a rule, would start in accordance with safety regulations for onshore fields development. Oil and gas production growth in the North Sea resulted in numerous accidents at offshore platforms and и pipelines. International history of continental shelf resources development is marked by a number of catastrophic accidents that were caused by insufficient diligence in identifying and mitigating safety hazards. For instance, development of oil and gas fields in the Mexican Gulf and on the North Sea shelf in 80­90ies entailed over 100 accidents killing more than 500 people and completely destroying 18 stationary and semi­submersed platforms. The countries where big accidents had happened subsequently revised their safety regulations as necessary in order to address the acute safety problems. For instance, the UK Law on shelf platforms (1971) had been passed in response to the investigation results of the Sea Gem drilling rig collapse in 1965. Investigation of the Piper Alfa platform accident (1988) by Parliamentary Commission resulted in issuing 106 shelf safety assurance­related recommendations. Losses resulting from oil and gas production shutdown in the North Sea caused by this accident (36 nearly simultaneous oil and gas blowouts, 12 of which went ablaze) reached millions of US dollars per day. Implementing the Parliamentary Commission’s recommendations allowed putting an end to a series of accidents on oil and gas platforms in the North Sea.

Subsoil user companies and governmental authorities of Norway, Holland, UK and several other countries developing continental shelf acknowledged the inefficiency of stringent prescriptive regulations in preventing accidents with severe consequences. Oil and gas companies quickly adopted a system of self­regulation in safety assurance. At the same time, the role of regulators in supervising shelf activities was significantly reformed. Besides, the very concept was reformed so as to focus on reducing the number of accidents with severe and significant consequences as opposed to reducing total accident rate as a whole.

Modern foreign experience in governmental regulation of industrial safety at hazardous industrial facilities in oil and gas industry is based on the so called goal­oriented safety assurance employing risk analysis methodology. Large companies operate in self­regulation mode in safety assurance area. Goal­oriented regulation is based on setting specific goals in company’s safety effort. This approach allows significantly limiting the number of

континентальном шельфе. Кроме того, участие зарубежных ком-паний в российских нефтегазовых проектах (и наоборот!) требует согласованности между отечественной и зарубежной практиками обеспечения безопасности объектов, в том числе по направлению учета и минимизации коррозионных рисков. Отсутствие такой согласованности может привести к возникновению аварийных ситуаций. Компенсировать отсутствующие элементы в российской нормативно-технической базе можно путем изучения и адаптации комплексного зарубежного, в том числе и норвежского, опыта. Такой подход позволит сэкономить время и капитальные затраты на исследования и подготовку технических решений и направить их на решения более актуальных задач.

Для четкого понимания вопроса рассмотрим эволюцию нормативно-технической базы с точки зрения зарубежного опыта. Перечень основных угроз безопасности при освоении морских нефтегазовых ресурсов многочисленнее, чем в условиях континента. Разработка нефтегазовых ресурсов на континен-тальном шельфе в других странах, как правило, начиналась в соответствии с нормативным регулированием безопасности, применяемым для освоения месторождений на континенте. Развитие нефтегазового комплекса в Северном море сопрово-ждалось многочисленными авариями на нефтегазодобывающих платформах и морских трубопроводах. В мировую историю освоения континентального шельфа вписан ряд аварий с ката-строфическими последствиями, которые возникли вследствие недостаточного внимания к мерам по выявлению и смягчению угроз безопасности. Так, при освоении нефтегазовых месторож-дений в Мексиканском заливе и на шельфе Северного моря в 80–90-е гг. произошло более 100 аварий, в результате которых погибло более 500 человек, были полностью уничтожены 18 ста-ционарных и полупогружных платформ. Для решения назрев-ших проблем безопасности в странах, где возникали серьезные аварии, проводились необходимые изменения законодательного обеспечения безопасности. Так, закон Великобритании 1971 г. по шельфовым установкам появился как реакция на результаты расследования причин аварии с обрушением буровой установки “sea Gem” в 1965 г. По результатам аварии на платформе «Piper Alfa» в 1988 г. парламентской комиссией были сформулированы 106 рекомендаций по обеспечению безопасности на шельфе. Ущерб от простоя нефтегазовых промыслов в Северном море в результате аварии на этой платформе (возникло почти одно-временно 36 нефтегазовых фонтанов, 12 из которых загорелись) достигал миллионов долларов в сутки. Реализация рекоменда-ций, сформулированных парламентской комиссией, позволила остановить череду катастроф с нефтегазовыми платформами в Северном море.

Компании–недропользователи и государственные органы Норвегии, Голландии, Великобритании и ряда других стран, осва-ивающих континентальный шельф, в разное время признали не-состоятельность режима жесткого предписывающего регулиро-вания для предупреждения аварий с тяжелыми последствиями. В короткие сроки получила развитие система саморегулирования нефтегазовых компаний в области обеспечения безопасности. Одновременно проводилось кардинальное реформирование роли надзорных органов, осуществляющих контроль работ на шельфе. Кроме того, претерпела реформу сама концепция: со-средоточить усилия не на тотальном снижении аварийности, а на снижении аварийности с тяжелыми и значительными послед-ствиями.

Современный зарубежный опыт государственного регулиро-вания промышленной безопасности на опасных производственных объектах нефтегазового комплекса основан на так называемом целеориентированном режиме обеспечения безопасности, в осно-ве которого лежит метод анализа рисков. При этом крупные ком-пании работают в режиме саморегулирования в области обеспече-ния безопасности. Основой целеориентированного регулирования является установление конкретных целей деятельности компаний

коррозиятеория

26 трубопроводный транспорт [теория и практика]

коррозиятеория

27

трубопроводный транспорт [теория и практика]

№ 5 (21) октябрь 2010

mandatory and detailed safety requirements. An integral safety concept means there is an integration of occupational safety, industrial safety and environmental protection requirements with due consideration of economic interests of the company and society.

Another advantage of using the aforementioned model is the opportunity to make timely updates and revisions. Revisions are made on the basis of accidents / incidents cause analysis along with accumulating positive industrial experience. Another thing is that large oil and gas companies have been lately demonstrating a clear tendency towards adopting international ISO standards. This approach has obvious advantages, such as complete compatibility of equipment and products that meet international standards.

Exploration and production­related standards for oil and gas industry are handled by Technical Committee ISO TC 67 “Materials, equipment and offshore structures for petroleum, petrochemical and natural gas industries”. This Committee was established in 1947 and has been reinstated in 1989. At the present time, the Committee has six Subcommittees and 42 Working Groups. Technical Committee (TC) 67 has published approximately 150 standards; another 70 are in progress according to the current work schedule.

The European Committee for Standardization (СEN) operates in similar way; its goal is to support voluntary technical harmonization in Europe by international agencies and its European partners.

International standards, ISO and EN are used as the basis for the entire oil and gas production industry. Specialists from a large number of Norwegian companies take an active part in developing ISO and EN standards with a view to identify safe and cost­effective designs and processes. However, the Norwegian HSE structure and climatic conditions of Norway sometimes require revising ISO standards. NORSOK standards are developed by the Norwegian oil industry with due consideration of the aforementioned revisions. As far as corrosion protection is concerned, the standards are being put together in the course of active interaction between governmental structures, large consumer companies, scientific research centers as well as CP products and services providers. The newly developed norms and standards incorporate successful time­proven experience in implementing innovational technologies. Interaction is achieved under the auspices of Norwegian Association of Corrosion Engineers (NKF) comprising all representatives of this industry. FORCE Technology Norway, on its part, is actively involved in developing offshore standards. The company was involved in (and sometimes supervised) developing and implementing ISO, NORSOK, DNV norms and standards (particularly, ISO 16708:2006, DNV OS­F101, DNV RP B401, DNV RP E305 etc.).

As far as the analysis of the evolution of Russian norms and standards is concerned, one should not forget that the latter were formed on the basis of planned economy and were based on the prescriptive safety assurance method.

The prescriptive method is characterized by excessiveness and controversy of norms throughout all the supervision areas. Industrial safety regulation is based on establishing a set of requirements to be met to confirm the sufficient safety level of performance. Mandatory requirements list, as such, tends to expand without limits as more information and special knowledge are obtained. For instance, most new requirements come from fatal accidents / incidents investigation reports; in most cases,

they eventually fail to improve safety as they may have been adopted in a subjective manner under the impression from tragic events without duly taking all circumstances into consideration.

Shall there be several agencies and regulators involved in putting together the requirements, some of these will directly contradict each other. In the end of the day, the mandatory requirements list and their detailed breakdown will be getting more and more extensive and controversial. For instance, personnel safety assurance requirements (rescue of people) pertaining to near­miss situations directly contradict to environmental protection requirements.

In the USSR, a large number of ministries and agencies, each having a large number of engineers and technicians, was in charge of oil and gas industry establishment and development. Owing to such differentiation, many requirements became redundant, contradictory or absolutely pointless (in the light of the technical progress achievements).

Engineering / construction requirements were developed by other specialists than those who developed operations / maintenance / repairs requirements. Obviously, specialists from various ministries and agencies often pursued different goals. For instance, a short­term goal of the acceleration of engineering and construction might contradict to the long­terms goal to ensure reliable and safe operation of the same facilities.

Nevertheless, this system could work under planned economic conditions. Use of unsophisticated onshore technologies allowed successfully implementing simple projects. Nowadays we’re talking about developing continental shelf resources as well as other extremely challenging fields where state of art technologies shall be used under market economic conditions.

After the collapse of the USSR, a lot of ministries and agencies were reformed or liquidated. The reforms resulted in a discord between the subdivisions and structures in charge of safety regulations. At the same time, supervision over contractors (now a lot more numerous) became really laxrelaxed. This inevitably impacted the products and services quality, i. e. safety of projects and construction & installation, drilling and other activities performed at oil and gas facilities.

Unfortunately, changeover to market relations along with structural changes in the RF ministries and agencies was not accompanied by reforming the state system of safety and subsoil protection regulations. Another distinctive feature of the existing system is the fact that it does not facilitate acquisition of all the required information regarding the facilities’ condition. Data needed for forecasting potential accidents and planning industrial disasters response actions is lost. Unfortunately, regulations have evolved in such a way that eliminating a near miss often becomes more difficult than responding to an accident itself.

Safety regulations, including corrosion monitoring and protection standards, play a key role in assuring successful and competitive development of the oil and gas industry. It is obvious now that Russia’s existing norms and regulations

по обеспечению безопасности. При таком подходе перечень обя-зательных и детальных требований по безопасности существенно ограничивается. Целостное понимание безопасности заключа-ется в интеграции требований по охране труда, промышленной безопасности и охране окружающей природной среды и при этом учитывает экономические интересы компаний и общества.

Еще одним преимуществом использования описанной модели является возможность оперативно вносить изменения и корректи-ровки. Корректировка делается на основании анализа расследова-ния причин аварий и инцидентов по мере накопления успешного производственного опыта. Надо также отметить, что в последние годы четко проявилась тенденция перехода крупных нефтегазо-вых компаний на международные стандарты IsO. Преимущества такого перехода очевидны — полная совместимость оборудова-ния и продукции, выполненных по международным стандартам.

Работа в нефтегазовой отрасли над стандартами для поисково-разведочных работ и добыче осуществляется Техниче-ским комитетом IsO TC 67; «Материалы, оборудование и морские буровые сооружения для нефтяных и газовых отраслей». Этот Комитет был сформирован в 1947 г. и вновь учрежден в 1989 г. В настоящее время Комитет имеет шесть Подкомиссий и 42 Рабочие группы. Технический комитет (TC) 67 издал приблизительно 150 стандартов и имеет еще 70 в стадии реализации согласно текущей рабочей программе.

По аналогичной схеме построена работа Европейского комите-та по стандартизации (СEN), задача которого состоит в том, чтобы содействовать добровольной технической гармонизации в Европе совместно с международными органами и его европейскими партнерами.

Международные стандарты, IsO и EN заложены в основу всей нефтедобывающей промышленности. Специалисты большого числа норвежских компаний принимают деятельное участие в разработке стандартов IsO и EN с целью определения безопасных и экономичных проектов и технологических процессов. Однако норвежская структура ОТ, ПБ И ООС и климатические условия иногда требуют внесения изменений в стандарты IsO. Стандарты NORsOK разрабатываются норвежской нефтяной промышлен-ностью с учетом этих изменений. В части защиты от коррозии стандарты формируются в ходе активного взаимодействия госу-дарственных структур, крупных компаний-потребителей, научно-исследовательских центров, а также поставщиков продукции и услуг в области противокоррозионной защиты. При формировании нормативов учитывается опыт успешного внедрения инновацион-ных технологий, проверенный временем. Для организации взаимо-действия функционирует норвежская ассоциация коррозионистов (NKF), собравшая в своих рядах всех представителей отрасли. Со своей стороны, «ФОРС Текнолоджи Норвегия» активно участвует в разработке морских стандартов. При участии компании, а в некоторых случаях — под ее руководством, были разработаны и внедрены нормативные документы IsO, NORsOK, DNV, в частности IsO 16708:2006, DNV Os-F101, DNV RP B401, DNV RP E305 и т.д.

Что касается анализа эволюции нормативно-технической базы в России, то нельзя забывать о том, что она формировалась на основе плановой экономики и была построена на предписываю-щем режиме обеспечения безопасности.

Предписывающий режим характеризуется избыточностью и противоречивостью нормативных источников по всем направ-лениям надзора. Регулирование промышленной безопасности основывается на установлении перечня требований, выполнение которых подтверждает достаточный уровень безопасности его

функционирования. Перечень обязательных требований, по своей сути, имеет предрасположенность к бесконечному расширению по мере получения дополнительной информации и специальных знаний. Например, материалы расследования аварий и несчастных случаев со смертельным исходом дают основной приток новых требований, которые в большинстве случаев не способствуют реальному повышению безопасности, так как могут приниматься субъективно под впечатлением трагических событий без учета всей совокупности обстоятельств.

При наличии нескольких ведомств и надзорных органов, участвующих в формулировании требований, некоторые из них прямо противоречат друг другу. В итоге перечень обязательных требований и их детализация становятся все объемнее и противо-речивее. Так, требования по обеспечению безопасности персонала в предаварийных ситуациях (спасению людей) прямо противоре-чат требованиям по защите окружающей среды.

В СССР созданием и развитием нефтяной и газовой промыш-ленности занимался ряд министерств и ведомств с многочислен-ным корпусом инженерно-технических работников. Такая диф-ференциация привела к тому, что многие требования к одному и тому же предмету дублировали друг друга, противоречили или теряли какой-либо смысл из-за развития технического прогресса.

Требования к проектированию и строительству объектов разрабатывали одни специалисты, к эксплуатации, техническому обслуживанию и ремонту — другие. Понятно, что при этом специ-алисты различных министерств и ведомств преследовали зачастую разные цели. Так, краткосрочная цель ускорения проектирования и строительства объектов могла противоречить долгосрочным целям надежной и безопасной эксплуатации объектов.

Тем не менее, в условиях планового ведения экономики эта система работала. С использованием несложных технологий на суше реализация простых проектов шла успешно. Сейчас речь идет об освоении континентального шельфа, а также других чрезвычайно сложных месторождений, где в условиях рыночных отношений должны применяться самые современные технологии.

После распада СССР многие министерства и ведомства были реформированы или ликвидированы. В результате реформ произошла несогласованность между подразделениями и структу-рами, занимающимися нормативными проблемами безопасности. Одновременно ослаб контроль качества работы подрядных орга-низаций, количество которых многократно возросло. Это не могло не сказаться на качестве продукции и услуг, т.е. безопасности проектов, строительно-монтажных, буровых и других видов работ, выполняемых на объектах нефтяной и газовой промышленности.

Переход к рыночным отношениям и структурные изменения министерств и ведомств Российской Федерации, к сожалению, не сопровождались реформированием системы государственного регулирования безопасности и охраны недр. Еще одной особенно-стью существующей системы является то, что она не способствует получению всей необходимой информации о состоянии объектов. Происходит потеря данных, которые необходимы для прогноза возможных аварийных ситуаций и планирования действий по предотвращению техногенных катастроф. К сожалению, регулиро-вание эволюционировало таким образом, что устранять предава-рийную ситуацию на объекте нередко сложнее, чем ликвидиро-вать саму аварию.

Нормативно-правовое обеспечение безопасности функцио-нирования нефтегазового комплекса, в том числе стандарты обеспечения мониторинга и защиты от коррозии, является клю-чевым звеном его успешного и конкурентоспособного развития. Становится очевидным, что современная российская нормативно-техническая база требует серьезного реформирования. В опреде-ленном смысле такая попытка была сделана с помощью принятия закона «О техническом регулировании», который, в свою очередь, вызвал неоднозначную реакцию общественности.

Для дальнейшего развития нефтегазовой отрасли необхо-дима современная нормативная база, сбалансированная как по

коррозиятеория

26 трубопроводный транспорт [теория и практика]

коррозиятеория

27

трубопроводный транспорт [теория и практика]

№ 5 (21) октябрь 2010

mandatory and detailed safety requirements. An integral safety concept means there is an integration of occupational safety, industrial safety and environmental protection requirements with due consideration of economic interests of the company and society.

Another advantage of using the aforementioned model is the opportunity to make timely updates and revisions. Revisions are made on the basis of accidents / incidents cause analysis along with accumulating positive industrial experience. Another thing is that large oil and gas companies have been lately demonstrating a clear tendency towards adopting international ISO standards. This approach has obvious advantages, such as complete compatibility of equipment and products that meet international standards.

Exploration and production­related standards for oil and gas industry are handled by Technical Committee ISO TC 67 “Materials, equipment and offshore structures for petroleum, petrochemical and natural gas industries”. This Committee was established in 1947 and has been reinstated in 1989. At the present time, the Committee has six Subcommittees and 42 Working Groups. Technical Committee (TC) 67 has published approximately 150 standards; another 70 are in progress according to the current work schedule.

The European Committee for Standardization (СEN) operates in similar way; its goal is to support voluntary technical harmonization in Europe by international agencies and its European partners.

International standards, ISO and EN are used as the basis for the entire oil and gas production industry. Specialists from a large number of Norwegian companies take an active part in developing ISO and EN standards with a view to identify safe and cost­effective designs and processes. However, the Norwegian HSE structure and climatic conditions of Norway sometimes require revising ISO standards. NORSOK standards are developed by the Norwegian oil industry with due consideration of the aforementioned revisions. As far as corrosion protection is concerned, the standards are being put together in the course of active interaction between governmental structures, large consumer companies, scientific research centers as well as CP products and services providers. The newly developed norms and standards incorporate successful time­proven experience in implementing innovational technologies. Interaction is achieved under the auspices of Norwegian Association of Corrosion Engineers (NKF) comprising all representatives of this industry. FORCE Technology Norway, on its part, is actively involved in developing offshore standards. The company was involved in (and sometimes supervised) developing and implementing ISO, NORSOK, DNV norms and standards (particularly, ISO 16708:2006, DNV OS­F101, DNV RP B401, DNV RP E305 etc.).

As far as the analysis of the evolution of Russian norms and standards is concerned, one should not forget that the latter were formed on the basis of planned economy and were based on the prescriptive safety assurance method.

The prescriptive method is characterized by excessiveness and controversy of norms throughout all the supervision areas. Industrial safety regulation is based on establishing a set of requirements to be met to confirm the sufficient safety level of performance. Mandatory requirements list, as such, tends to expand without limits as more information and special knowledge are obtained. For instance, most new requirements come from fatal accidents / incidents investigation reports; in most cases,

they eventually fail to improve safety as they may have been adopted in a subjective manner under the impression from tragic events without duly taking all circumstances into consideration.

Shall there be several agencies and regulators involved in putting together the requirements, some of these will directly contradict each other. In the end of the day, the mandatory requirements list and their detailed breakdown will be getting more and more extensive and controversial. For instance, personnel safety assurance requirements (rescue of people) pertaining to near­miss situations directly contradict to environmental protection requirements.

In the USSR, a large number of ministries and agencies, each having a large number of engineers and technicians, was in charge of oil and gas industry establishment and development. Owing to such differentiation, many requirements became redundant, contradictory or absolutely pointless (in the light of the technical progress achievements).

Engineering / construction requirements were developed by other specialists than those who developed operations / maintenance / repairs requirements. Obviously, specialists from various ministries and agencies often pursued different goals. For instance, a short­term goal of the acceleration of engineering and construction might contradict to the long­terms goal to ensure reliable and safe operation of the same facilities.

Nevertheless, this system could work under planned economic conditions. Use of unsophisticated onshore technologies allowed successfully implementing simple projects. Nowadays we’re talking about developing continental shelf resources as well as other extremely challenging fields where state of art technologies shall be used under market economic conditions.

After the collapse of the USSR, a lot of ministries and agencies were reformed or liquidated. The reforms resulted in a discord between the subdivisions and structures in charge of safety regulations. At the same time, supervision over contractors (now a lot more numerous) became really laxrelaxed. This inevitably impacted the products and services quality, i. e. safety of projects and construction & installation, drilling and other activities performed at oil and gas facilities.

Unfortunately, changeover to market relations along with structural changes in the RF ministries and agencies was not accompanied by reforming the state system of safety and subsoil protection regulations. Another distinctive feature of the existing system is the fact that it does not facilitate acquisition of all the required information regarding the facilities’ condition. Data needed for forecasting potential accidents and planning industrial disasters response actions is lost. Unfortunately, regulations have evolved in such a way that eliminating a near miss often becomes more difficult than responding to an accident itself.

Safety regulations, including corrosion monitoring and protection standards, play a key role in assuring successful and competitive development of the oil and gas industry. It is obvious now that Russia’s existing norms and regulations

по обеспечению безопасности. При таком подходе перечень обя-зательных и детальных требований по безопасности существенно ограничивается. Целостное понимание безопасности заключа-ется в интеграции требований по охране труда, промышленной безопасности и охране окружающей природной среды и при этом учитывает экономические интересы компаний и общества.

Еще одним преимуществом использования описанной модели является возможность оперативно вносить изменения и корректи-ровки. Корректировка делается на основании анализа расследова-ния причин аварий и инцидентов по мере накопления успешного производственного опыта. Надо также отметить, что в последние годы четко проявилась тенденция перехода крупных нефтегазо-вых компаний на международные стандарты IsO. Преимущества такого перехода очевидны — полная совместимость оборудова-ния и продукции, выполненных по международным стандартам.

Работа в нефтегазовой отрасли над стандартами для поисково-разведочных работ и добыче осуществляется Техниче-ским комитетом IsO TC 67; «Материалы, оборудование и морские буровые сооружения для нефтяных и газовых отраслей». Этот Комитет был сформирован в 1947 г. и вновь учрежден в 1989 г. В настоящее время Комитет имеет шесть Подкомиссий и 42 Рабочие группы. Технический комитет (TC) 67 издал приблизительно 150 стандартов и имеет еще 70 в стадии реализации согласно текущей рабочей программе.

По аналогичной схеме построена работа Европейского комите-та по стандартизации (СEN), задача которого состоит в том, чтобы содействовать добровольной технической гармонизации в Европе совместно с международными органами и его европейскими партнерами.

Международные стандарты, IsO и EN заложены в основу всей нефтедобывающей промышленности. Специалисты большого числа норвежских компаний принимают деятельное участие в разработке стандартов IsO и EN с целью определения безопасных и экономичных проектов и технологических процессов. Однако норвежская структура ОТ, ПБ И ООС и климатические условия иногда требуют внесения изменений в стандарты IsO. Стандарты NORsOK разрабатываются норвежской нефтяной промышлен-ностью с учетом этих изменений. В части защиты от коррозии стандарты формируются в ходе активного взаимодействия госу-дарственных структур, крупных компаний-потребителей, научно-исследовательских центров, а также поставщиков продукции и услуг в области противокоррозионной защиты. При формировании нормативов учитывается опыт успешного внедрения инновацион-ных технологий, проверенный временем. Для организации взаимо-действия функционирует норвежская ассоциация коррозионистов (NKF), собравшая в своих рядах всех представителей отрасли. Со своей стороны, «ФОРС Текнолоджи Норвегия» активно участвует в разработке морских стандартов. При участии компании, а в некоторых случаях — под ее руководством, были разработаны и внедрены нормативные документы IsO, NORsOK, DNV, в частности IsO 16708:2006, DNV Os-F101, DNV RP B401, DNV RP E305 и т.д.

Что касается анализа эволюции нормативно-технической базы в России, то нельзя забывать о том, что она формировалась на основе плановой экономики и была построена на предписываю-щем режиме обеспечения безопасности.

Предписывающий режим характеризуется избыточностью и противоречивостью нормативных источников по всем направ-лениям надзора. Регулирование промышленной безопасности основывается на установлении перечня требований, выполнение которых подтверждает достаточный уровень безопасности его

функционирования. Перечень обязательных требований, по своей сути, имеет предрасположенность к бесконечному расширению по мере получения дополнительной информации и специальных знаний. Например, материалы расследования аварий и несчастных случаев со смертельным исходом дают основной приток новых требований, которые в большинстве случаев не способствуют реальному повышению безопасности, так как могут приниматься субъективно под впечатлением трагических событий без учета всей совокупности обстоятельств.

При наличии нескольких ведомств и надзорных органов, участвующих в формулировании требований, некоторые из них прямо противоречат друг другу. В итоге перечень обязательных требований и их детализация становятся все объемнее и противо-речивее. Так, требования по обеспечению безопасности персонала в предаварийных ситуациях (спасению людей) прямо противоре-чат требованиям по защите окружающей среды.

В СССР созданием и развитием нефтяной и газовой промыш-ленности занимался ряд министерств и ведомств с многочислен-ным корпусом инженерно-технических работников. Такая диф-ференциация привела к тому, что многие требования к одному и тому же предмету дублировали друг друга, противоречили или теряли какой-либо смысл из-за развития технического прогресса.

Требования к проектированию и строительству объектов разрабатывали одни специалисты, к эксплуатации, техническому обслуживанию и ремонту — другие. Понятно, что при этом специ-алисты различных министерств и ведомств преследовали зачастую разные цели. Так, краткосрочная цель ускорения проектирования и строительства объектов могла противоречить долгосрочным целям надежной и безопасной эксплуатации объектов.

Тем не менее, в условиях планового ведения экономики эта система работала. С использованием несложных технологий на суше реализация простых проектов шла успешно. Сейчас речь идет об освоении континентального шельфа, а также других чрезвычайно сложных месторождений, где в условиях рыночных отношений должны применяться самые современные технологии.

После распада СССР многие министерства и ведомства были реформированы или ликвидированы. В результате реформ произошла несогласованность между подразделениями и структу-рами, занимающимися нормативными проблемами безопасности. Одновременно ослаб контроль качества работы подрядных орга-низаций, количество которых многократно возросло. Это не могло не сказаться на качестве продукции и услуг, т.е. безопасности проектов, строительно-монтажных, буровых и других видов работ, выполняемых на объектах нефтяной и газовой промышленности.

Переход к рыночным отношениям и структурные изменения министерств и ведомств Российской Федерации, к сожалению, не сопровождались реформированием системы государственного регулирования безопасности и охраны недр. Еще одной особенно-стью существующей системы является то, что она не способствует получению всей необходимой информации о состоянии объектов. Происходит потеря данных, которые необходимы для прогноза возможных аварийных ситуаций и планирования действий по предотвращению техногенных катастроф. К сожалению, регулиро-вание эволюционировало таким образом, что устранять предава-рийную ситуацию на объекте нередко сложнее, чем ликвидиро-вать саму аварию.

Нормативно-правовое обеспечение безопасности функцио-нирования нефтегазового комплекса, в том числе стандарты обеспечения мониторинга и защиты от коррозии, является клю-чевым звеном его успешного и конкурентоспособного развития. Становится очевидным, что современная российская нормативно-техническая база требует серьезного реформирования. В опреде-ленном смысле такая попытка была сделана с помощью принятия закона «О техническом регулировании», который, в свою очередь, вызвал неоднозначную реакцию общественности.

Для дальнейшего развития нефтегазовой отрасли необхо-дима современная нормативная база, сбалансированная как по

коррозиятеория

28 трубопроводный транспорт [теория и практика]

need to be thoroughly reformed. To a certain extent, this attempt has been made by passing the Law “On Technical Regulation” which, in its turn, has been received with mixed feelings by public.

Further development of the oil and gas industry requires having a state of the art system of norms and standards (both vertically and horizontally balanced). The system shall build upon a comprehensive approach and require a continuous feedback for correction and updates. This will involve specialists that have been trained and attested in accordance with international experience which should allow achieving mutual understanding on technical aspects while implementing joint projects. On the other hand, it is necessary to integrate representatives of the Russian scientific and social structures into European corrosion protection communities. It shall be noted, though, that this is already taking place at full speed in Russia. Now that everyone understands the importance of educating internationally recognized personnel and ensuring coordination while working on international projects, Russian corrosion protection associations (particularly, the “SOPCOR” Non­Commercial Partnership) take steps aimed at establishing cooperation with the most reputable qualification centers in Norway and France. The goal of this partnership is to establish a system of training and certification of internationally recognized specialists in various aspects of corrosion protection. In our opinion, the term “state of the art” means that the norms and standards shall contain the requirements stimulating the companies to continuously improve production safety and efficiency. One of the priority aspects here is the need to bring national norms and standards in line with successful international practices. It is necessary to make sure that experienced and qualified specialists participate in international seminars on oil and gas industry standardization held by such agencies as OGP, CSA, UNECE.

The new model of safety regulations shall enable large oil and gas companies to employ self regulation principles. A consensus between all the parties involved shall serve as the basis for identifying the list of key standards capable of smoothly interacting with international standards.

This is a realistic prospect; Norway’s experience shows that a country that had started developing shelf fields without having oil and gas safety regulations in place has now developed one of the most efficient regulation models in this sphere thus reducing the time and money spent on shelf fields development by 40–50%. This was achieved thanks to brining local standards in line with international documents and also thanks to reducing the number of standards and detailed technical requirements in the regulatory documents. Besides, the Norwegian oil and gas industry has assumed the responsibility for developing technical standards based on a consensus between all the parties involved. The nature of inter­relations between governmental supervisory agencies and oil and gas companies has changed. Conflict of interests has been replaced by a cooperation based on an integral safety concept.

An integral safety concept implies an integration of HSE requirements with due consideration of economic interests of companies and society. Back in 2002, Norway improved their safety regulations system by replacing 25 fundamental laws with 5 (only leaving one fourth of the original volume). Norwegian experience has been further developed and is now successfully used in the UK, Netherlands, Canada and other countries and can be efficiently used in reforming the norms and standards of Russia.

вертикали, так и по горизонтали. Система нормативных до-кументов должна строиться на основе комплексного подхода и поддерживаться постоянной обратной связью для корректировки и дополнения. В этой работе должны участвовать кадры, под-готовленные и аттестованные с учетом международного опыта, что обеспечит техническое взаимопонимание при реализации совместных проектов. С другой стороны, необходимо обеспечить интеграцию представителей российских научных и общественных структур в европейские коррозионные сообщества. Необходимо отметить, что такая работа в России уже активно ведется. При все-общем понимании важности подготовки кадров международного уровня и согласованного взаимодействия при работе на междуна-родных проектах российскими объединениями в области защиты от коррозии, в частности НП «СОПКОР», предпринимаются шаги, нацеленные на установление отношений сотрудничества с наи-более авторитетными квалификационными центрами Норвегии и Франции. Целью такого сотрудничества является становление систем подготовки и сертификации специалистов международного уровня по различным направлениям защиты от коррозии.

По нашему мнению, характеристика «современный» под-разумевает наличие в нормативах требований, которые непре-рывно стимулируют массив мер по повышению безопасности и эффективности производства. Одним из наиболее актуальных направлений этой деятельности является необходимость гармо-низации национальной нормативной базы с успешной междуна-родной практикой. Необходимо обеспечить участие опытных и квалифицированных специалистов в международных семинарах по стандартизации нефтегазовой промышленности, проводимых такими организациями, как OGP, CsA, ЕЭК ООН.

Новая модель нормативного регулирования безопасности должна обеспечить возможность функционирования в крупных не-фтегазовых компаниях принципов саморегулирования. На основе консенсуса между всеми заинтересованными сторонами должен быть определен перечень ключевых стандартов, способных гармонично взаимодействовать с принятыми международными стандартами.

Такая перспектива реальна. Опыт Норвегии показывает, что страна, не имеющая в начале разработки месторождений на шельфе нормативной базы обеспечения безопасности нефтяной и газовой промышленности, создала одну из эффективнейших моделей регулирования в этой сфере, сократив время и стоимость освоения месторождений на шельфе на 40–50%. Это было достиг-нуто благодаря гармонизации с международными документами и сокращения количества стандартов и детальных технических тре-бований в нормативных документах. Кроме того, норвежская не-фтегазовая промышленность приняла на себя ответственность за разработку технических стандартов на принципах консенсуса всех заинтересованных сторон. Изменился характер взаимоотношений государственных надзорных органов и нефтегазовых компаний. Осуществился переход от конфликта интересов к кооперации усилий на основе целостного осознания безопасности.

Целостное понимание безопасности заключается в интегра-ции требований по охране труда, промышленной безопасности и охране окружающей природной среды с учетом экономических интересов компаний и общества. В 2002 г. Норвегия усовер-шенствовала систему регулирования безопасности, заменив 25 основополагающих законов на 5, сократив их суммарное содер-жание в четыре раза. Опыт Норвегии получил развитие и успешно применяется в Великобритании, Нидерландах, Канаде и других странах и может эффективно использоваться в рамках реформи-рования нормативно-технической базы в России.

Решение вопроса строительства и развития газо-распределительных сетей на этапах предпроект-ных исследований включает две взаимосвязан-ные задачи: оптимизация потокораспределения в сети и выбор технических решений элементов газораспределительной сети. Модели таких за-дач являются задачами общего математического программирования с непрерывными и дискрет-ными переменными, практическая реализация которых для систем большой размерности связа-на с трудностями вычислительного характера из-за отсутствия универсальных подходов. Однако, если потокораспределение каким-либо образом определено, то задача оптимизации сводится к определению технических решений (параме-тров системы) с помощью модели, содержащей только дискретные и/или булевые переменные. Алгоритмическая и программная реализация таких моделей существенно упрощается по сравнению с дискретно-непрерывной и можно воспользоваться эффективными методами дис-кретной оптимизации [1–4].

В частности, для магистральных распре-делительных сетей (отводов), подающих газ от источника (магистрального газопровода) к потребителям региона (города, промышленные узлы, крупные населенные пункты и др.), располо-женным в промежуточных и концевых узлах сети древовидной структуры, потокораспределение в сети определяется однозначно по графу сети.

Как правило, строительство и развитие таких сетей выполняется этапами по времени в соответствии с планами газификации регионов. С точки зрения повышения точности и эффек-тивности принимаемых решений и показателей системы целесообразно их определить с по-мощью динамических моделей, учитывающих этапы развития системы.

Пусть этапы заданы N временными уровнями (годы) t,t=1,—N– периода полной газификации реги-она. Продолжительности этапов могут равняться году или нескольким годам. Заданы постоянные и/или возрастающие по временным уровням по-требности региональных потребителей. Выбраны трассы прокладки газопроводных участков (с несущественным усложнением нижеприведенной модели с ее помощью можно решить и вопрос

выбора оптимальных трасс прохождения участ-ков). Необходимо определить оптимальные по выбранному критерию параметры газопровод-ных участков (количество необходимых ниток и их диаметры, лупинги, вставки, перемычки и др.).

Для исходного состояния системы примем t=0. Конечному этапу развития сети соответству-ет t=N.

Состояние газотранспортной сети по времен-ным уровням опишем с помощью графов Gt(Y

t, It), t,t=1,—N–, где Yt — множество узлов системы, а It — множество газопроводных участков сети, соответствующих t-му временному уровню. Под узлами сети понимаются точки расположения источника газа системы и потребителей, а также стыковки участков (разветвления трасс). В соот-ветствии с последовательным развитием сети Yt ⊆Yt+1, It⊆ It+1, t=1,—N––—1–.

Пусть для газопроводного участка i, (i∈IN) выбраны ni вариантов его строительства, учи-тывающих промежуточные развития (усиления) по рассматриваемым временным уровням. В дальнейшем будем предполагать, что техниче-ские решения каждого года по усилению участка реализуются в течение этого же года полностью.

Выбор технических решений участков газораспределительных сетей представляет относительно сложную задачу из-за неопределен-ности их планируемых режимов (в нашем случае начального и конечного давлений газа) функцио-нирования на перспективу. Конструирование ва-риантов решений оценочными гидравлическими расчетами может оказаться очень трудоемким.

Относительно простым выходом может быть предварительное определение параметров участков по каждому временному уровню в отдельности на основании решения статической задачи оптимизации:

∑i∈It ∑kni

=1Ctik.Xt

ik→min (1)

∑i∈stmDPt

ik.Xt

ik ≤Pt2и –Pt2

stm=DPt2

stm, m=1,—M—t, (2)

где DPtik=DlzсрТсрLiQ

t2i / (cDt2

эik,s)2— разность квадра-

тов начального и конечного давлений газа по i-му участку для k-го варианта технических решений на t-м временном уровне; D — относительная плотность газа по воздуху; l — коэффициент гидравлического сопротивления; zср, Тср — сред-

ние по длине газопровода коэффициент сжимае-мости и температура (в К) транспортируемого газа; Li — длина i-го участка, км; Qt

i — расход газа по i-му участку на t-м временном уровне; c — коэффициент; Dt2

эik,s — эквивалентный диаметр

участка на t-м временном уровне при k-м вариан-те развития, рассчитываемые с учетом добавле-ния параллельных ниток, лупингов и вставок, м; Ct

ik — капиталовложения в i-й участок по k-му варианту его строительства для t-го временного уровня; Pt

и — давление газа у источника системы на t-м временном уровне; Pt

stm — минимально-

допустимое давление газа в конечном узле m-го пути st

m на t-м временном уровне; Mt — мно-жество путей(конечных узлов) на t-м временном уровне; Xt

ik — структурная переменная, равная 1, если к исполнению принимается k-й вариант тех-нических решений, и равную 0, если k-й вариант к исполнению не принимается:Xt

ik= {0,1}, i∈IN, k=1,—ni–, t = 1,—N– (3)

∑nik=1 X

tik=1, I∈IN (4)

Имея набор необходимых технических реше-ний по каждому участку по временным уровням, можно выбрать (конструировать) целесообразные варианты его строительства и развития с учетом динамики. В частности, может быть выбран один такой вариант (ni=1), например, решение, соот-ветствующее конечному временному уровню N.

Для каждого из таких вариантов оценим дис-контированные капитальные вложения:Cik = ∑N

t=1.сt

ik/(1+Eн)t, (5)

где сtik — капитальные вложения по k-му вариан-

ту i-го газопроводного участка на t-м временном уровне; Eн — принятая норма дисконта.

Тогда общая задача оптимизации динамики развития распределительной газотранспортной сети сводится к минимизации суммарных дискон-тированных капвложений в целом по сети:∑i∈IN∑k

ni=1Cik

.X ik (6)при совокупном множестве ограничений:

∑i∈stmDPt

ik.Xik ≤DPt

stm, m=1,—M—t, t= 1,—N—, (7)

Xik= {0,1}, i∈IN, k=1,—ni–, (8)

∑nik=1 Xik=1, I∈IN (9)

Реализация модели (6–9) ничем принципи-альным не отличается от реализации модели (1–4).

Выбор оптимальной газораспределительной сети с учетом динамики развитияЛ.А.УнанянДоктор техничес-ких наук, профессор кафедры «Менед-жмент» Московского государственного университета инже-нерной экологии, Москва

строительствотеория

30 трубопроводный транспорт [теория и практика]

К.Л.Унанян Магистр техники и технологии, научный сотрудник отдела лаборатории экологи-ческого сопровожде-ния и экспертизы ООО «Газпром ВНИИГАЗ», Москва

lраспределительная газотранспортная сеть, динамическая модель, дисконти-рованные капиталовложения, норма дисконта;

ldistributing gas supply net, dynamic model, discounted capital investments, discount rate

uuКлючевые слова / Key words:

строительствотеория

31

трубопроводный транспорт [теория и практика]

Рассмотрим несложный пример сети, представ-ленной на рисунке. Сеть предназначена для газоснабжения потребителей, расположенных в узлах у2– у7. Строительство и развитие сети осуществляется тремя этапами, указанными римскими числами I, II, III рядом с номерами участков. Временной интервал между этапами I и II равен одному году, а между этапами II и III — двум годам. Источник газа с давлением газа 5,2 МПа расположен в узле у1.

Расчетный пример

Потребности узлов по этапам (млрд м3/год) приведены в таблице 1.

Реализацией модели (1–4) применитель-но к рассматриваемым временным уровням были определены необходимые диаметры участков(мм), представленные в таблице 2. Расчеты проводились с использованием пакета Поиск решения в Microsoft Office Excel.

Учитывая пропорциональность затрат и ме-талловложений, вместо Сt

ik были проставлены соответствующие металлозатраты, вычислен-ные по следующему набору типоразмеров труб (таблица 3).

В дальнейшем будем соблюдать следующее правило: развитие участка применительно к последующим временным уровням производится с использованием первоначально рассчитанного диаметра трубы. Учитывая то, что развивать первоначальный диаметр ∅530 на участках 1 и 2 до ∅1220 или ∅820 неконструктивно, так как для первого участка потребуется добавить шесть новых ниток, а для второго — две, было решено первоначальные диаметры ∅530 заменить на ∅820, что показано в таблице 2. При этом участок 2 далее не будет развиваться.

Итого будем рассматривать следующие варианты (В) первоначального строительства и развития участков:

Участок 1: В1-1 Строить нитку ∅ 820 на первом временном уровне и добавить вторую нитку с лупингом 14,7 км на третьем временном уровне; В1-2 На первом же временном уровне проложить ∅ 1220 для всех временных уровней.

Участок 2: В2-1 Строить нитку ∅ 820 на первом временном уровне и оставить ее без изменения для последующих уровней.

Участок 3: В3-1 Строить нитку ∅ 720 на втором уровне и добавить вторую нитку с лу-пингом 6,0 км на третьем уровне; В3-2 Строить нитку ∅ 1020 на втором же уровне.

Участок 4: В4-1 Строить нитку ∅ 720 на втором уровне.

Участок 5: В5-1 Строить нитку ∅ 720 на третьем уровне.

Участок 6: В6-1 Строить нитку ∅ 720 на третьем уровне.

Расчет новых ниток и лупингов производился с условием обеспечения первоначально расчет-ных режимов по давлениям следующего времен-ного уровня. Поэтому в нашем случае решение общей динамической модели необязательно, так как гидравлические условия автоматически будут выполняться для всех временных уровней. В таких случаях она фактически становится простой расчетной моделью вычисления обобщенных по системе затрат. В нашем случае оптимальный вариант строительства и развития сети примера можно определить по необходимым дисконтиро-ванным капвложениям (млн руб), которые приве-

дены в таблице 5. Они рассчитаны по формуле (5) при норме дисконта Eн=0,12. Затраты на участки и по вариантам определены условными значениями удельных капиталовложений на один километр по таблице 4.

В результате имеем следующие затраты по вариантам строительства и развития системы (ВС) (таблица 5).

В данном случае результаты показыва-ют, что экономичнее сразу ввести в действие

1. Унанян Л.А. Вариант-ная задача оптимизации распределительных газо-транспортных систем // Изв. АН СССР. энергетика и транспорт. 1990. Вып. 5. С. 152–157.2. Унанян Л.А. Вариант-ная оптимизация рас-пределительных систем транспорта газа с учетом надежности функциони-рования // электронное моделирование. 1991. № 1. С. 44–48.3. Унанян Л.А. Разработ-ка, исследование и реа-лизация математических моделей оптимального проектирования развития региональных систем транспорта газа : автореф. дис. … докт. техн. наук. Ереван, 1993. 42 с.4. Жученко И.А., Уна-нян Л.А. Динамическая вариантная задача опти-мизации магистральных распределительных сетей // Изв.НАН АрмССР(сер. ТН). 1994. Т. XLVII. № 1–2. С. 43–45.

1 Числа, приведенные в клетках ниже указанных диаметров, — это расчетные значения начально-го и конечного давлений газа участка (МПа).

УзелЭтап

УчастокЭтап

ВариантУчасток

Наружный диаметр (толщина стенки), мм

Диаметр, мм

у2 у3 1

ВС-1 ВС-3ВС-2 ВС-1

273 (6,0) 720 (7,0)426 (6,0)

720 820 1020 1220

1020 (10,0)

2

325 (6,0) 820 (8,0)530 (7,0) 1220 (12,0)

3 4 5 6у4 у5 у6 у7

I

II

III

I

II

III

1

2

3

4

5

6

Суммарные

капвложения

Масса, т/км

Капвложения (млн руб/км)

на первую нитку

Капвложения (млн руб/км)

на вторую и последующие нитки

0,7

0,9

1,4

1,0

1,2

1,3

∅820 (530)

5,2–4,19

∅820

5,2–3,91

∅1220

5,2–4,6

В1-1

95,279

В2-1

85,56

В3-1

91,907

В4-1

62,277

В5-1

27,802

В6-1

42,571

406,396

В1-2

86,13

В2-1

85,56

В3-1

91,907

В4-1

62,277

В5-1

27,802

В6-1

42,571

397,247

В1-1

95,279

В2-1

85,56

В3-2

90,811

В4-1

62,277

В5-1

27,802

В6-1

42,571

405,300

В1-2

86,13

В2-1

85,56

В3-2

90,811

В4-1

62,277

В5-1

27,802

В6-1

42,571

396,151

40,48 129,6864,18

1,395

1,256

1,535

1,382

2,164

1,948

2,871

2,584

282,97

∅820 (530)

5,19–3,61

∅820

3,91–3,31

∅820 (720)

4,6–3,29

43,38 180,1092,51 371,75

–

∅720

3,91–3,36

∅1020

4,6–3,59

–

∅720

3,31–2,66

∅720

3,29–2,47

–

–

∅720

3,59–2,04

–

–

∅720

3,59–2,61

–

2,0

2,4

–

1,9

2,1

–

–

3,2

–

–

1,5

таблица 1 таблица 21

таблица 52

таблица 3

таблица 4

максимальные диаметры труб. Это объясняется минимальными интервалами между рассматри-ваемыми временными уровнями (1 и 2 года). Взяв большие интервалы, несложно убедиться, что в решения будут входить и развиваемые варианты газопроводов вследствие уменьшения значений коэффициентов дисконта для отдален-ных временных уровней.

Отметим, что при рассмотрении сконструиро-ванных вариантов с заниженными производитель-ностями по газопроводным участкам (по сравне-нию с первоначально рассчитанными) расчет по динамической модели проводить обязательно.

2 в числителях клеток указаны варианты по участку, в знаменателях — соответствующие дисконтированные капитальные вложения.

y2

y1

y3 y4

y6

y7

y5

1(I)

2(I)

4(II)

3(II)

5(III)

6(III)

трубопроводный транспорт [теория и практика]

особенности производства и применения теплоизолированных труб с пенополиуретановой изоляцией для нефте– и газопроводов

Исходя из этого, могут быть опреде­лены требования к конструкции теплои­золированных труб.

Современная конструкция теплоизо­лированных труб и фасонных изделий заводского изготовления для нефте­ и газопроводов представляет собой моно­литное покрытие типа «труба в трубе». Теплоизоляционная конструкция на стальной трубе состоит из антикоррози­онного покрытия, теплоизоляционного слоя из пенополиуретана (ППУ), защит­ного покрытия и элементов крепления.

Антикоррозионное покрытие должно быть нанесено в заводских условиях на всю длину стальной трубы или фасонного изделия за исключением концевых участ­ков длиной (120±20) мм, во избежание повреждения покрытия при сварке. Тип антикоррозионных покрытий для изо­ляции труб магистральных трубопрово­дов и требования к ним определяются из условий эксплуатации по проектным решениям для конкретного трубопровода на основании технико­экономического обоснования и с учетом технологии на­несения покрытия.

В конструкции труб с заводской тепловой изоляцией из пенополиуретана допускается применять антикоррозион­ное покрытие со сниженными показа­телями, по сравнению с требованиями, приведенными в нормативных докумен­тах [2, 3] для антикоррозионных покры­тий трубопроводов, эксплуатируемых без тепловой изоляции, по параметрам:l толщина покрытия;l прочность при ударе;l сопротивление пенетрации.

Для полиэтиленового двухслойного и трехслойного покрытия под теплоизоля­ционным заводским покрытием из пено­полиуретана минимальная толщина слоя из экструдированного полиэтилена долж­на быть 1 мм. В конструкции совместно термоплавким полимерным подслоем и грунтовкой — 2 мм. Толщина заводского антикоррозионного покрытия на основе эпоксидных красок под теплоизоляцион­ным заводским покрытием из пенополиу­ретана должна быть не менее 0,2 мм.

Антикоррозионное покрытие на основе полиуретановых смол при тем­пературах эксплуатации до +60 °С под заводской теплоизоляцией из пенопо­

Основным назначением тепловой изоляции на трубопроводах является снижение интенсивности теплового взаимодействия между транспорти­руемым продуктом и окружающей средой. Дополнительно теплоизоля­ционное покрытие может выполнять полностью или частично функции антикоррозионного покрытия, а также защитного покрытия от механи­ческого, химического, радиационного и других видов воздействий как на сами трубопроводы, так и на антикоррозионное покрытие на них.

Тепловая изоляция на промысловых газопроводах применяется для того, чтобы предотвратить замерзание конденсата в трубопроводе при транспортировке газа от скважины до станции осушки. На магистраль­ных газопроводах тепловая изоляция применяется с целью снижения теплового воздействия газопроводов на окружающую среду, особенно на вечномерзлые грунты в районах Крайнего Севера.

изоляцияпрактика

33№ 5 (21) октябрь 2010

Концептуально требования к тепловой изо­ляции нефте– и газопроводов должны быть сформулированы так же, как и к самим объектам трубопроводного транспорта энерго­носителей: обеспечение максимальной безо­пасности, эксплуатационной эффективности и надежности на заданный период времени.

lне допустить застывания нефти при любых расчетных режимах работы нефтепровода;

lповысить энергоэффективность при транспортировке подогретых вязких нефтей;

lснизить тепловые потери при хранении нефти и нефтепродуктов в резервуарах и обеспечить заданное распределение температуры нефти в технологических трубопроводах;

lпредотвратить на заданный срок застывание нефти в трубопроводе при аварийной остановке работы нефтепровода;

lснизить воздействие трубопроводов, транспортирующих нефть с положительной температурой, на окружающую среду и особенно на вечномерзлые грунты в районах Крайнего Севера.

uuТепловая изоляция на объектах трубопроводного транспорта нефти применяется для того, чтобы:

В.Б.КовалевскийКандидат технических наук, директор Центра защиты от коррозии ОАО ВНИИСТ, Москва

lпенополиуретановая теплоизоляция, нефтепроводы, газопроводы, конструкция, материалы, применение, свойства;

lpolyurethane thermal insulation, oil pipeline, gas pipeline, structure, materials, applications, operation factors

uuКлючевые слова / Key words:

изоляцияпрактика

34 трубопроводный транспорт [теория и практика]

Защитные покрытия в заводской конструкции теплоизолированных труб и соединительных деталей с ППУ изоляцией представляют собой полиэ­тиленовые трубы­оболочки при подзем­ной прокладке и спирально­замковые трубы­оболочки из оцинкованной стали при надземной прокладке.

Монтаж подземных теплоизоли­рованных трубопроводов с защитной трубой­оболочкой из экструдированно­го полиэтилена рекомендуется осу­ществлять при температурах воздуха не ниже минус 20°С. Для подземных теплоизолированных трубопроводов, прокладываемых при более низких температурах, защитное покрытие на теплоизоляции может представлять собой стальную оболочку с антикорро­зионным покрытием на основе экстру­дированного полиэтилена или напы­ляемого композиционного покрытия.

Покрытие на основе экструди­рованного полиэтилена должно наноситься в заводских условиях на предварительно очищенные и нагретые до заданной температуры стальные оболочки толщиной от 0,7 до 1,5 мм методом экструзии распла­вов адгезива и полиэтилена по жидко­му однокомпонентному эпоксидному праймеру. Слой эпоксидного прайме­ра должен наноситься равномерно, без пропусков, по всей поверхности стальных оболочек.

Конструктивно защитное покрытие должно состоять из трех последова­тельно наносимых слоев, включающих:l слой эпоксидного праймера

(толщина сухого слоя — не менее 40 мкм);

l адгезионный полимерный подслой (толщина слоя — не менее 200 мкм);

l слой термо­светостабилизирован­ного полиэтилена.Наружное антикоррозионное

покрытие оболочек должно отвечать требованиям, представленным в таблице 3.

Транспортировка нефти по трубо­проводам связана с рядом специфи­ческих особенностей, обусловленных свойствами транспортируемой нефти. Одной из наиболее существенных особенностей, влияющих на гидроди­намику при трубопроводном транс­порте нефти, является значительное изменение вязкости при изменении сорта транспортируемой нефти или температуры при транспортировке одного и того же сорта нефти. Для нефтепроводов, транспортирующих вязкую подогретую нефть, следует проводить комплексный теплогидро­динамический расчет с целью оптими­зации параметров теплоизоляционно­го покрытия.

Наименование покрытия

Трехслойное полиэтиленовое покрытие

Двухслойное полиэтиленовое покрытие

Полиуретановые покрытия

Покрытие на основе эпоксидных красок

Термоусаживающиеся манжеты

Эпокси-уретановые покрытия кривых

горячего гнутья

Допустимая температура эксплуатации,°С

+60

+60

+80

+80÷110

+60

+80

таблица 1 таблица 1. Справочные значения стойкости антикоррозионного по-крытия к воздействию температуры

таблица 2. Физико-механические свойства систем пенополиуретанов, предназначенных для теплоизо-ляции магистральных нефте– и газо проводов

Наименование показателя Значения показателя

Для труб диаметром

от 219 до 720 мм*Для труб диаметром

от 820 до 1220 мм*

Общая кажущаяся плотность, кг/мЗ

Кажущаяся плотность в ядре, кг/мЗ

Прочность при сжатии при 10% деформации, кПа

Температура применения, °С, не выше

Объемная доля закрытых пор, %,

Теплопроводность в готовом изделии

при средней температуре 20 °С, Вт/м∙К,

при 0 °С, Вт/м∙К

Водопоглощение при кипячении в течение

90 мин., % по объему, не более

Прочность на сдвиг в осевом направлении, МПа,

не менее, при температуре 20 +3°С

80,0–90,0

60,0–75,0

300–600

130

88–90

0,028–0,032

0,025–0,030

10,0

0,12

не менее 90

не менее 75

не менее 600

130

не более 90

0,029–0,033

0,027–0,032

10,0

0,12

таблица 2

* внешний вид — жесткая ячеистая пластмасса от светло-желтого до светло-коричневого цвета равно-мерной мелкоячеистой структуры

лиуретана должно быть толщиной не менее 0,5 мм. При температурах эксплуатации свыше +60 °С вместо полиуретанового антикоррозионного покрытия под теплоизоляцией из ППУ заводского нанесения следует использовать антикоррозионное покрытие на основе эпоксидных красок (таблица 1).

Для заводских антикоррозионных покрытий на основе полиэтилена, полиуретана и эпоксидных красок, наносимых под заводскую теплоизо­ляцию из пенополиуретана, показатели прочность при ударе и сопротив­ление пенетрации не нормируются.

Теплоизоляционное покрытие из ППУ заливочного типа наносят в заводских условиях по антикоррозионному покрытию на наружной по­верхности трубы. Термостойкость систем ППУ, применяемых для теплои­золяции нефте– и газопроводов, выше, чем термостойкость антикоррози­онного покрытия. Слой теплоизоляции из ППУ имеет защитное покрытие снаружи (иногда называемое гидроизоляционным).

Теплоизоляционное и защитное покрытия должны быть нанесены на всю длину стальной трубы или фасонного изделия за исключением концевых участков, равных (210–20) мм. Допускается изменение длины свободных от теплоизоляции концов труб в соответствии с проектными требованиями выполнения сварочно­монтажных работ, при этом анти­коррозионное покрытие должно выступать из­под теплоизоляции не менее, чем на 50 мм.

Толщина тепловой изоляции на нефте– и газопроводах при подземной или надземной прокладке определяется по результатам теплового расче­та, исходя из конкретных условий эксплуатации данного участка трубо­провода и исходных данных, включающих специальные требования.

Физико­механические свойства систем пенополиуретанов, предна­значенных для теплоизоляции магистральных нефте– и газопроводов, приведены в таблице 2.

Срок службы заводской теплоизоляционной конструкции с тепловой изоляцией из пено-полиуретана на трубах и соединительных деталях должен быть не менее 50 лет.

трубопроводный транспорт [теория и практика]

Обычно при транспортировке нефти по нефтепроводам реализуется неизотермическое течение, а степень неизотермичности определяется соотношением интенсивности тепловыделений от трения нефти и тепло­вых потерь нефтепровода в окружающую среду. Тепловые потери нефте­провода зависят от температуры нефти, термического сопротивления покрытий нефтепровода и характеристик окружающей среды.

Выделяющаяся в результате трения нефти при перекачке мощность составляет величины порядка от 1–5 Вт/м для нефтепроводов малого диаметра до 150–200 Вт/м для нефтепроводов диаметром 1020 –1220 мм и зависит от режимов перекачки.

Для теплоизоляции магистральных нефтепроводов пенополиурета­ном в ОАО ВНИИСТ разработаны нормативные документы, в которых сформулированы технические требования к тепловой изоляции объектов трубопроводного транспорта нефти, в том числе и для нефтепроводов большого диаметра, прокладываемых в условиях низких температур в зонах многолетнемерзлых грунтов.

Ряд отечественных предприятий, выпускающих теплоизоляционные материалы, а также трубы и фасонные изделия трубопроводов с завод­ской теплоизоляцией из ППУ, в настоящее время разработали техниче­ские условия на продукцию, соответствующую разработанным в ОАО ВНИИСТ требованиям.

Существенную специфику в конструкцию и параметры тепловой изо­ляции нефтепроводов вносит наличие путевого подогрева на нефтепро­водах. Задача обогрева нефтепроводов эффективно решается с помощью нагревательных кабельных электросистем.

Электрообогрев объектов трубопроводного транспорта нефти при­меняется:l для предотвращения застывания нефти и нефтепродуктов (даже в

регионах с теплым климатом);l для компенсации теплопотерь в тех случаях, когда требуется исклю­

чить изменение температуры нефти и нефтепродуктов в процессе транспортировки;

l для технологического обогрева, при котором в резервуаре или трубе необходимо поддерживать температуру в заданном диапазоне;

l для стартового разогрева текущей по трубопроводу нефти или нефте­продуктов.

изоляцияпрактика

35№ 5 (21) октябрь 2010

Наименование показателей свойств покрытия Норма* Метод испытаний*

Толщина покрытия, мм, не менее

Диэлектрическая сплошность, кВ/мм, не менее

Прочность покрытия при ударе, Дж, не менее,

при температурах испытаний:

lминус (40±3)°С

lплюс (20±5)°С

lплюс (40±3)°С

Адгезия покрытия к стали при (20±5)°С, Н/см

ширины, не менее

Устойчивость покрытия к термоциклированию

при температурах от минус (60±3)°С до плюс (20±5)°С,

количество циклов без растрескивания и отслаивания

покрытия, не менее

Сопротивление пенетрации (вдавливанию), мм,

не более, при температурах испытаний:

l(20±5)°С

l(60±3)°С

Стойкость покрытия к растрескиванию

при температуре (50±3)°С, ч, не менее

Прочность при разрыве отслоенного покрытия, МПа,

не менее, при температурах испытаний:

l(20±5)°С

l(60±3)°С

Относительное удлинение при разрыве отслоенного

покрытия, %, не менее, при температурах испытаний:

lминус (40±3) °С

lплюс (20±5)°С

2,0 (2,5)**

5

15 (20)**

10 (15)**

8 (10)**

35 (50)**

10

0,2

0,3

1000

12

10

100

200

Магнитный толщиномер

Искровой дефектоскоп

ГОСТ Р 51164

Приложение А

ГОСТ 411 Метод А

Методика ВНИИСТа

ГОСТ Р 51164

Приложение е

ГОСТ 13518

ГОСТ 11262

ГОСТ 11262

таблица 3

Применение совре-менной тепловой изоляции на объек-тах трубопроводного транспорта нефти и газа должно повы-сить энергоэффектив-ность и надежность эксплуа тации этой одной из наиболее важных транспортных систем в экономике Российской Федерации.

* внешний вид — покрытие должно быть равномерным по толщине, не иметь пропусков, пузырей, отслаивания, повреждений и других дефектов, ухудшающих качество покрытия.

** данные в скобках — для оболочек диаметром свыше 820 мм, без скобок — для оболочек диа-метром до 820 мм включительно.

С целью повышения эффективности обогрева и снижения энергозатрат все электрообогреваемые объекты трубо­проводного транспорта нефти должны быть теплоизолированы. Выбор мате­риалов теплоизоляционной конструк­ции при теплоизоляции обогреваемых нефтепроводов должен производиться с учетом максимальных температур, которые могут возникать в зоне кон­такта теплоизоляции с поверхностью нагревательного элемента в процессе эксплуатации. Расчет систем подогрева и теплоизоляции должен производиться совместно с учетом качества теплово­го контакта между нагревательным элементом и обогреваемым нефтепро­водом. Расчет термического сопротив­ления в зоне контакта нагревательного элемента с трубопроводом должен про­изводиться с учетом наличия антикор­розионного покрытия на поверхности нефтепровода и размера зоны надеж­ного контакта между поверхностью на­гревательного элемента и поверхностью нефтепровода. Выбор схемы электрообо­грева нефтепровода влияет на выбор типа и характеристик антикоррозионно­го покрытия и тепловой изоляции.

1. ГОСТ 30732-2006. Трубы и фасонные изделия стальные с тепловой изоляцией из пенополиуретана с защитной обо-лочкой. Технические условия.2. ГОСТ Р 51164-98. Трубопроводы сталь-ные магистральные. Общие требования к защите от коррозии.3. ГОСТ Р 52568-2006. Трубы стальные с защитными наружными покрытиями для магистральных газонефтепроводов. Технические условия.

учетнефтитеория

37

трубопроводный транспорт [теория и практика]

Cравнение коммерческой точности измерения расхода нефти массовыми и объемными расходомерами

Т.И. КопысицкийКандидат техниче-ских наук, техни-ческий директор научно-технического центра «Шарг»Азербайджанская Республика, г.Баку

учетнефтитеория

36 трубопроводный транспорт [теория и практика]

Ю.Р. Рзаев Кандидат техниче-ских наук, директор научно-технического центра «Шарг»Азербайджанская Республика, г.Баку

lсырая нефть, турбинные, вихревые, камерные, измерители перепада давления, влажность нефти;

lrow oil, turbine, vortex, camera, measurement, carioles, system synthesis, oil moisture

uuКлючевые слова / Key words:

№ 5 (21) октябрь 2010

В статье рассматривается сравнение эффективности применения различных типов расходомеров сырой нефти: турбинных, вихре-вых, камерных, измерителей перепада давления, кориолисовых расходомеров, измерителей перепада давления «Annubar», а также влияние изменений вязкости, являющейся причиной существенных ошибок.

Излагаемое сопоставление производит­ся с точки зрения измерения массового расхода, что отвечает общепринятой в СНГ практике коммерческого учета нефти и нефтепродуктов. При этом для сравниваемых расходомеров использо­ваны паспортные данные, приводимые в проспектах основных компаний про­изводителей. Вплоть до последнего вре­мени пользователями применялись ис­ключительно объемные расходомеры, ввиду отсутствия массовых. При этом в ряде случаев коммерческие расчеты ве­лись в единицах объема, приводимых к стандартным условиям, что, естествен­но, вносило погрешности в конечные результаты.

С другой стороны, в СНГ традиционно коммерческие расчеты ведутся в весовых единицах. Это накладывает определен­ные требования на процедуры измере­ния и расчета. Ныне возможны коммер­ческие измерения с помощью массовых расходомеров, что упрощает и уточняет коммерческие расчеты. Поэтому важно сравнение точности объемного и весо­вого методов учета расхода нефти при использовании различных технических средств.

Коммерческий учет возможен в трех вариантах:

– в объемных единицах;– в единицах массы при проведении

измерений в единицах объема с после­дующим пересчетом данных в единицы измерения массы;

– непосредственно в единицах массы.При этом для измерения исполь­

зуются:1. Турбинные расходомеры: – без компенсатора вязкости – ТР;

– с компенсацией изменений вязко­сти – ТРКВ.

2. Измерители с положительным пе­ремещением (Positive displacement):

– камерные (лопастные) расходоме­ры – КР;

– бироторные расходомеры – БР.3. Массовые расходомеры – МР.4. Некоторые другие (менее распро­

страненные) типы расходомеров.При расчете прошедшего объема

нефти любым объемным расходомером необходимо учитывать влияние изме­нений вязкости, являющейся причиной существенных ошибок.

В нижеприводимом сравнении ис­пользуются данные наиболее распро­страненных датчиков давления и тем­пературы компаний Fisher­Rosemount и Yokogawa Electric.

1. Коммерческий учет в объемных единицах измерения.

При этом необходимо приведение данных измеренного объема к скоррек­тированным условиям измерения, то есть к стандартным условиям:

давлению РС (обычно 1 атмосфера);температуре ­ТС ( 15,6 оС – США или

200 С – СНГ ).1.1. Коммерческая оценка объема

зависит от условий измерения объема (Т0,Р0) и стандартных условий учета. При этом нетто объем безводной нефти

Vn=V0f(ТС,Т0,РС,P0)(1­a), (1)где f(ТС,Т0,РС,P0) – фактор перевода

объема V0 в стандартные условия;a – содержание воды в нефти [1] (в

относительных долях объема).

Приведение V0 к стандартным усло­виям измерения требует двукратного определения плотности нефти, произво­дящегося обычно одним из нижеперечис­ленных методов:

– в лабораторных условиях с помо­щью пикнометра;

– в лабораторных условиях с помо­щью ареометра;

– экспресс­методом, ареометром не­посредственно на узле учета;

– поточным плотномером.Возможны и другие экспресс­методы

измерения плотности.1.2. Измерение содержания влаги мо­

жет производиться:– в лабораторных условиях,– на потоке, с помощью поточного

влагомера.

Также как и для плотности, измере­ние содержания влаги в лаборатории до­пустимо при стабильном качестве или достаточно больших партиях нефти. По­нятие большой партии нефти требует определения. Под ней понимается пар­тия, время перекачки и хранения кото­рой превышает время анализа плотности и содержания воды.

При коммерческом учете необходимо учитывать разную точность определения показателей качества нефти указанными методами и ошибку воспроизводимости (таблица 1).

Оценка погрешностей объемного метода.

Максимальная относительная ошиб­ка определения нетто объема нефти при­ближенно

(2)

Здесь f – расчетное значение фактора f приведения товарной нефти к стандарт­ным условиям;

Df – ошибка определения фактора f приведения V0 к стандартным условиям; ТS – показания датчика температуры по­тока нефти;

РS – показания датчика давления, ис­пользуемые для коррекции объема V0;

DТS – ошибка датчика температуры потока нефти;

n – вязкость нефти;Dn – ошибка измерения вязкости;Da – ошибка определения содержа­

ния воды в товарной нефти;

и обычно дается в доку­ментации.

Наличие зависимости относи­тельной ошибки от расхода позволяет при использовании расходомера в систе­ме вносить коррекцию в его показания.

Точность контроля вязкости важна лишь при внесении поправки на ее из­менения. Однако такая коррекция мало­эффективна.

В простейшем варианте

и (3)

Здесь ρ0 – плотность потока нефти в условиях измерения потока кг/м3;

ρС – скорректированная плотность товарной нефти в условиях стандарта кг/м3.

Dρ – ошибка измерения плотности нефти кг/м3;

S0 TT = и S0 PP = при контроле плотности на потоке плотномером.

L0 TT = и L0 PP =

при контроле плотности в лаборатории.

таблица 2Ошибки приведения к стандартным условиям

Способ

контроля

Стандартные условия

(лаборатория или узел

учета)

В условиях

измерения

Ареометр Пикнометр

Поточный

плотномер %

0,241 0,221

Пикнометр % - 0,200

Ареометр % 0,244 0,224

Случайная компонента ошибки ха­рактеризуется своим основным отклоне­нием:

(4)

где δ(.) – относительная величина ошибки измерения параметра.

таблица 3Точность датчиков давления и температуры

Тип

Погрешности

Датчик

давления

Датчик

темпера-

туры

3051 644

Основная % 0,075 0,001

Дополнительная

От окружающей темпе-

ратуры, %

0,1 0,00015

От напряжения пита-

ния % / В

0,005 0,005

От стабильности пока-

заний во времени в %

0,02 0,002

Суммарная в % 0,127 0,00548

При отсутствии средств вычислитель­ной техники приходится все компоненты выражения (2) считать случайными ве­личинами. Тогда среднеквадратичная ошибка – СКО – вычисляется как

(5)

Здесь δi(.) – относительная ошибка измерения i параметра.

Выражения (4,5) дают оценку веро­ятной погрешности измерения расхода в автономном режиме.

Ниже приводится сравнение эф­фективности расходомеров различных типов. При этом влияние вязкости на погрешности производится в условиях одной из нефтяных компаний, являю­щихся типичными.

2. Коммерческий учет массы при измерении расхода объемным расходомером.

Здесь коммерческое количество нефти нетто – Мс определяется как про­изведение объема на плотность: Mc=V0ρ0(1­a), (6)

Тогда из (2) и (4) максимум относи­тельной ошибки Мс без учета точности процедуры приведения, которая не нуж­на при определении массы товарной нефти,

,

– максимальная погрешность коммерческой массы, нетто.

Наиболее точно определение ρ0 с по­мощью пикнометра, но с существенным запаздыванием. Наименьшее запазды­вание вносит поточный плотномер, при этом точность определения плотности составляет 0,035 %.

3. Коммерческий учет с помощью прямого измерения массового расхода.

При этом

(8)Здесь – масса нефти брутто;

– ошибка массы нефти брутто;

– характеристика стабильности нуля.

При этом, ввиду отсутствия влияния на точность, нет необходимости учета вязкости, плотности, температуры и дав­ления нефти и надежность определяется только расходомером. Основное откло­нение случайной компоненты ошибки

(9)

таблица 1Точность контроля качества нефти

№ Показатель единицы измерения

ошибки

Основная ошибка /ошибка воспроизводимости

Метод определения

Основная /

Воспроизводимости

На потоке

ПП

Лаборатория

Л

Экспресс метод

на узле учета

УУ

1 Плотность Кг/м3 / % 1,5 / 0,035 1,2 / 0,12 1,5 / 0,15

2 Содержание воды % 0,1 0,003 -

3 Содержание

мехпримесей

% - 0,003 -

учетнефтитеория

37

трубопроводный транспорт [теория и практика]

Cравнение коммерческой точности измерения расхода нефти массовыми и объемными расходомерами

Т.И. КопысицкийКандидат техниче-ских наук, техни-ческий директор научно-технического центра «Шарг»Азербайджанская Республика, г.Баку

учетнефтитеория

36 трубопроводный транспорт [теория и практика]

Ю.Р. Рзаев Кандидат техниче-ских наук, директор научно-технического центра «Шарг»Азербайджанская Республика, г.Баку

lсырая нефть, турбинные, вихревые, камерные, измерители перепада давления, влажность нефти;

lrow oil, turbine, vortex, camera, measurement, carioles, system synthesis, oil moisture

uuКлючевые слова / Key words:

№ 5 (21) октябрь 2010

В статье рассматривается сравнение эффективности применения различных типов расходомеров сырой нефти: турбинных, вихре-вых, камерных, измерителей перепада давления, кориолисовых расходомеров, измерителей перепада давления «Annubar», а также влияние изменений вязкости, являющейся причиной существенных ошибок.

Излагаемое сопоставление производит­ся с точки зрения измерения массового расхода, что отвечает общепринятой в СНГ практике коммерческого учета нефти и нефтепродуктов. При этом для сравниваемых расходомеров использо­ваны паспортные данные, приводимые в проспектах основных компаний про­изводителей. Вплоть до последнего вре­мени пользователями применялись ис­ключительно объемные расходомеры, ввиду отсутствия массовых. При этом в ряде случаев коммерческие расчеты ве­лись в единицах объема, приводимых к стандартным условиям, что, естествен­но, вносило погрешности в конечные результаты.

С другой стороны, в СНГ традиционно коммерческие расчеты ведутся в весовых единицах. Это накладывает определен­ные требования на процедуры измере­ния и расчета. Ныне возможны коммер­ческие измерения с помощью массовых расходомеров, что упрощает и уточняет коммерческие расчеты. Поэтому важно сравнение точности объемного и весо­вого методов учета расхода нефти при использовании различных технических средств.

Коммерческий учет возможен в трех вариантах:

– в объемных единицах;– в единицах массы при проведении

измерений в единицах объема с после­дующим пересчетом данных в единицы измерения массы;

– непосредственно в единицах массы.При этом для измерения исполь­

зуются:1. Турбинные расходомеры: – без компенсатора вязкости – ТР;

– с компенсацией изменений вязко­сти – ТРКВ.

2. Измерители с положительным пе­ремещением (Positive displacement):

– камерные (лопастные) расходоме­ры – КР;

– бироторные расходомеры – БР.3. Массовые расходомеры – МР.4. Некоторые другие (менее распро­

страненные) типы расходомеров.При расчете прошедшего объема

нефти любым объемным расходомером необходимо учитывать влияние изме­нений вязкости, являющейся причиной существенных ошибок.

В нижеприводимом сравнении ис­пользуются данные наиболее распро­страненных датчиков давления и тем­пературы компаний Fisher­Rosemount и Yokogawa Electric.

1. Коммерческий учет в объемных единицах измерения.

При этом необходимо приведение данных измеренного объема к скоррек­тированным условиям измерения, то есть к стандартным условиям:

давлению РС (обычно 1 атмосфера);температуре ­ТС ( 15,6 оС – США или

200 С – СНГ ).1.1. Коммерческая оценка объема

зависит от условий измерения объема (Т0,Р0) и стандартных условий учета. При этом нетто объем безводной нефти

Vn=V0f(ТС,Т0,РС,P0)(1­a), (1)где f(ТС,Т0,РС,P0) – фактор перевода

объема V0 в стандартные условия;a – содержание воды в нефти [1] (в

относительных долях объема).

Приведение V0 к стандартным усло­виям измерения требует двукратного определения плотности нефти, произво­дящегося обычно одним из нижеперечис­ленных методов:

– в лабораторных условиях с помо­щью пикнометра;

– в лабораторных условиях с помо­щью ареометра;

– экспресс­методом, ареометром не­посредственно на узле учета;

– поточным плотномером.Возможны и другие экспресс­методы

измерения плотности.1.2. Измерение содержания влаги мо­

жет производиться:– в лабораторных условиях,– на потоке, с помощью поточного

влагомера.

Также как и для плотности, измере­ние содержания влаги в лаборатории до­пустимо при стабильном качестве или достаточно больших партиях нефти. По­нятие большой партии нефти требует определения. Под ней понимается пар­тия, время перекачки и хранения кото­рой превышает время анализа плотности и содержания воды.

При коммерческом учете необходимо учитывать разную точность определения показателей качества нефти указанными методами и ошибку воспроизводимости (таблица 1).

Оценка погрешностей объемного метода.

Максимальная относительная ошиб­ка определения нетто объема нефти при­ближенно

(2)

Здесь f – расчетное значение фактора f приведения товарной нефти к стандарт­ным условиям;

Df – ошибка определения фактора f приведения V0 к стандартным условиям; ТS – показания датчика температуры по­тока нефти;

РS – показания датчика давления, ис­пользуемые для коррекции объема V0;

DТS – ошибка датчика температуры потока нефти;

n – вязкость нефти;Dn – ошибка измерения вязкости;Da – ошибка определения содержа­

ния воды в товарной нефти;

и обычно дается в доку­ментации.

Наличие зависимости относи­тельной ошибки от расхода позволяет при использовании расходомера в систе­ме вносить коррекцию в его показания.

Точность контроля вязкости важна лишь при внесении поправки на ее из­менения. Однако такая коррекция мало­эффективна.

В простейшем варианте

и (3)

Здесь ρ0 – плотность потока нефти в условиях измерения потока кг/м3;

ρС – скорректированная плотность товарной нефти в условиях стандарта кг/м3.

Dρ – ошибка измерения плотности нефти кг/м3;

S0 TT = и S0 PP = при контроле плотности на потоке плотномером.

L0 TT = и L0 PP =

при контроле плотности в лаборатории.

таблица 2Ошибки приведения к стандартным условиям

Способ

контроля

Стандартные условия

(лаборатория или узел

учета)

В условиях

измерения

Ареометр Пикнометр

Поточный

плотномер %

0,241 0,221

Пикнометр % - 0,200

Ареометр % 0,244 0,224

Случайная компонента ошибки ха­рактеризуется своим основным отклоне­нием:

(4)

где δ(.) – относительная величина ошибки измерения параметра.

таблица 3Точность датчиков давления и температуры

Тип

Погрешности

Датчик

давления

Датчик

темпера-

туры

3051 644

Основная % 0,075 0,001

Дополнительная

От окружающей темпе-

ратуры, %

0,1 0,00015

От напряжения пита-

ния % / В

0,005 0,005

От стабильности пока-

заний во времени в %

0,02 0,002

Суммарная в % 0,127 0,00548

При отсутствии средств вычислитель­ной техники приходится все компоненты выражения (2) считать случайными ве­личинами. Тогда среднеквадратичная ошибка – СКО – вычисляется как

(5)

Здесь δi(.) – относительная ошибка измерения i параметра.

Выражения (4,5) дают оценку веро­ятной погрешности измерения расхода в автономном режиме.

Ниже приводится сравнение эф­фективности расходомеров различных типов. При этом влияние вязкости на погрешности производится в условиях одной из нефтяных компаний, являю­щихся типичными.

2. Коммерческий учет массы при измерении расхода объемным расходомером.

Здесь коммерческое количество нефти нетто – Мс определяется как про­изведение объема на плотность: Mc=V0ρ0(1­a), (6)

Тогда из (2) и (4) максимум относи­тельной ошибки Мс без учета точности процедуры приведения, которая не нуж­на при определении массы товарной нефти,

,

– максимальная погрешность коммерческой массы, нетто.

Наиболее точно определение ρ0 с по­мощью пикнометра, но с существенным запаздыванием. Наименьшее запазды­вание вносит поточный плотномер, при этом точность определения плотности составляет 0,035 %.

3. Коммерческий учет с помощью прямого измерения массового расхода.

При этом

(8)Здесь – масса нефти брутто;

– ошибка массы нефти брутто;

– характеристика стабильности нуля.

При этом, ввиду отсутствия влияния на точность, нет необходимости учета вязкости, плотности, температуры и дав­ления нефти и надежность определяется только расходомером. Основное откло­нение случайной компоненты ошибки

(9)

таблица 1Точность контроля качества нефти

№ Показатель единицы измерения

ошибки

Основная ошибка /ошибка воспроизводимости

Метод определения

Основная /

Воспроизводимости

На потоке

ПП

Лаборатория

Л

Экспресс метод

на узле учета

УУ

1 Плотность Кг/м3 / % 1,5 / 0,035 1,2 / 0,12 1,5 / 0,15

2 Содержание воды % 0,1 0,003 -

3 Содержание

мехпримесей

% - 0,003 -

4. Оценка точности учета нефти серийными расходомерами.

4.1. Коммерческий учет в едини-цах объем.

4.1.1.Турбинные расходомеры при ста бильной вязкости нефти.

При применении ТР без компен­сации изменений вязкости основная ошибка современного ТР, обусловлен­ная отклонением его характеристики от линейной, обычно для расходоме­ров малых диаметров до 4´´ составля­ет ±0,25% [2]. Для больших диаметров

% [3, 4]. Макси­мальная относительная ошибка возникает при минимуме расхода. Рассматривались основные производители ТР (таблица 4). Ошибка повторяемости ТР по данным FMC и Brooks 0,02%. Основное отклонение случайных ошибок при стабильной вяз­кости нефти, использовании ПП и Л, для приведения расхода к стандартным усло­виям, приводимым в таблице 2 данным датчиков давления и температуры для кор­рекции расхода, определяется (5) и равно 0,357. Ошибки ТР при стабильной вязко­сти при использовании его в системе и в автономном режиме даны в таблице 5.

4.1.2. При нестабильной вязкости нефти, изменяющейся в пределах 8 ÷ 200 сст и отклоняющейся от среднего на 100 сст, основное отклонение слу­чайной компоненты при допущении нормального распределения вязкости согласно (5) составит 0,548%.

В таблице 6 приводятся оценки оши­бок при переменной вязкости.

4.1.3. Турбинные расходомеры с ком­пенсацией изменений вязкости – ТРКВ. В ТРКВ точность достигается гели­коидальным профилем лопаток MV [2], MVTM [3] и ограничением минимума расхода снизу MVTM [3]. При этом основ­ная ошибка, определяемая нелинейно­стью 0,15%. Ошибка повторяемости – случайная ошибка составляет 0,02% (MVTM, FMC). С учетом компенсации изменений вязкости при основном от­клонении 0,271%, ошибки нетто объема согласно (2­5) даны в таблице 6.

4.1.4. Камерные (лопастные) расходо­меры (компания FMC) –КР. При исполь­зовании камерных, лопастных, расходо­меров ошибка от нелинейности колеблет­ся в пределах 0,15–0,50% при произво­дительности от минимальной до макси­мальной. Пределы измерения и варианты

исполнения КР зависят от вязкости: при определенной вязкости рекомендуется применение КР с заданными зазорами. Ошибка повторяемости в проспектах не указана. Относительная ошибка приведе­ния равна ошибке определения удельного веса и может считаться случайной. Ниж­ние пределы ошибок даются в таблице 6 для стабильной и нестабильной вязкости.

4.1.5. Бироторные расходомеры (ком­пания Brooks) – БР. В случае применения БР основная ошибка в %, т.е. отклонение от линейности, – 0,15 ÷ 0,50% при про­изводительности от минимума до мак­симума. Ошибка повторяемости в про­спектах не дана. Ошибки даются в таб-лице 6 при различной вязкости.

4.2. Коммерческий учет массы с использованием объемных расходо-меров.

Рассматриваются те же ситуации, что и выше в разделе 5.1. и теми же средствами.

Погрешность ТР. Основное отклоне­ние случайной погрешности при приме­нении ПП и стабильной вязкости из (9) σ =0,215%, а при вязкости, изменяющей­ся в пределах 8 – 100 сст 0,436%, расчет­ные значения ошибки при коррекции на нелинейность и при отсутствии ее при­водятся в таблице 6.

Погрешности КР и БР. При стабиль­ной вязкости σ =0,215%, а при вязкости в пределах 8 – 100 сст σ = 0,436% Ре­зультаты оценки погрешностей приво­дятся в таблице 6.

Погрешности при использовании ареометра. При этом для стабильной вязкости имеем σ =0,239%, а при неста­бильной вязкости σ =0,345%

4.3. Коммерческий учет при изме-рении массовыми расходомерами

Массовые расходомеры. В таблице 5 дан перечень основных компаний, про­изводящих массовые расходомеры.

таблица 5Основные производители массовых расходомеров

№ Компания Марка

1 Emerson Process Management

ELITE, D, BASIS,

2 Krohne MFS4000, MFS3000, MFS2000

3 FMC S-Mass, Apollo A400 Coriolis Mass Flow

4 Endress+Hauser PROMASS

рисунок 1. Измерение веса с пересчетомиз объема

рисунок 2. Оценка расхода с помощью массового расхода

Лаборатория

Компьютер тока

Соли мехпримеси

Плотномер Влагомер

Массовый расходомер

Сырая нефть Поточные анализаторы

учетнефтитеория

38 трубопроводный транспорт [теория и практика]

Лаборатория

Компьютер тока

Соли мехпримеси

Плотномер Влагомер Вискозиметр

Объемный счетчик

Сырая нефть Поточные анализаторы таблица 4Основные производители ТР

№ Компания Марка

1 FMC Sentry Series

2 Brooks Parity, MarcVI, ML

3 EMCO Flowmeters Turbo Bar

4 Венгрия Турбоквант

5 Россия, ВНИИКА-

Нефтегаз

Норд

При сравнении учитываются техни­ческие данные всех приборов, исполь­зуемых при измерения и технологиче­ских компонентов. Стабильность – не менее 4 лет. Повторяемость, по дан­ным FMC ± [0,05% +1/2( стабильность нуля / расход )] [10], по данным компа­нии Krohne – 0,04%. Результаты в целом даны в таблице 6.

ВЫВОДЫ

Анализ таблицы 6, при требуемой точности коммерческого учета 0,15%, позволяет сделать оценку рассмотрен­ных методов учета и возможностей технических средств. Прежде всего, предъяв ляемая в проспектах точность 0,15% не достигается для ТР, К и Б рас­ходомеров даже на максимальной про­

учетнефтитеория

39

трубопроводный транспорт [теория и практика]

№ 5 (21) октябрь 2010

изводительности при стабильной плот­ности и вязкости нефти.

1. Объемный метод.При стабильной вязкости и плот­

ности, при любой производительности расходомеры турбинного, камерного и бироторного типа не удовлетворяют требованиям коммерческого учета.

Турбинные расходомеры с коррекци­ей на вязкость также не удовлетворяют требованиям коммерческого учета при объемном методе.

При нестабильной вязкости и плот­ности ТР, КР и БР неприемлемы для ком­мерческого учета объемным методом

2. Весовой метод.Для коммерческого учета, с точно­

стью 0,15%, приемлемы только массо­вые расходомеры Кориолиса.

Для оперативных целей, можно ис­пользовать объемные расходомеры с пересчетом массу, но при этом не обя­зательно применение поточных плотно­меров и вискозиметров, удорожающих систему и усложняющих ее эксплуата­цию. В ряде случаев достаточен лабора­торный контроль, стоимость которого также необходимо учитывать.

Камерные и бироторные расходо­меры удовлетворяют требованиям коммерческого учета только на макси­мальной производительности при уче­те нефтепродуктов с мало меняющейся вязкостью, то есть в условиях НПЗ. Для коммерческого учета они обязатель­но должны быть включены в систему управления, обеспечивающую коррек­цию на нелинейность, что не требуется для массовых расходомеров.

таблица 6Результаты сравнения методов учета

Коммерче-

ский

учет

Приборное

решение

Вязкость Плотность Ошибка , в %

С коррек-

цией на не-

линейность

Без коррек-

ции на нели-

нейность

Объемный ТР+ПП+Л(Пи) Стабильная Стабильная 0,255 0,424-0,445

ТР+ПП+Л(А) „ „ 0,272 0,435-0,455

ТР+А+А „ „ 0,275 0,437-0,457

ТР+Л(Пи)+Л(Пи) „ „ 0,236 0,414-0,435

К+ПП+Л(Пи) „ „ 0,255 0,445– 0,652

К+ПП+Л(А) „ „ 0,272 0,456-0,660

К+А+А „ „ 0,275 0,457– 0,765

К+Л(Пи)+Л(Пи) „ „ 0,236 0,436– 0,646

Б+ПП+Л(Пи) Стабильная Стабильная 0,255 0,445– 0,652

Б+ПП+Л(А) „ „ 0,272 0,456-0,660

Б+А+А „ „ 0,275 0,457– 0,765

Б+Л(Пи)+Л(Пи) „ „ 0,236 0,436– 0,646

ТРКВ+ПП+Л(Пи) Нестабильная Нестабильная 0,591 0,609

ТРКВ+ПП+Л(А) „ „ 0,599 0,617

ТРКВ+А+А „ „ 0,600 0,618

ТРКВ+Л(Пи)+Л(Пи) „ „ 0,583 0,602

ТР+ПП+Л „ „ 0,590 0,594-0,609

ТР+ПП+Л(А) „ „ 0,592 0,595-0,617

ТР+А+А „ „ 0,600 0,603-0,618

ТР+Л(Пи)+Л(Пи) „ „ 0,583 0,587– 0,602

К+ПП+Л „ „ 0,591 0,609-0,773

К+ПП+Л(А) „ „ 0,598 0,617-0,779

К+А+А „ „ 0,600 0,618-0,780

К+Л(Пи)+Л(Пи) „ „ 0,583 0,602-0,768

Б+ПП+Л „ „ 0,591 0,609-0,773

Б+ПП+Л(А) „ „ 0,598 0,617-0,779

Б+А+А „ „ 0,600 0,618-0,780

Б+Л(Пи)+Л(Пи) „ „ 0,583 0,602-0,768

Весовой ТР +А Стабильная Стабильная 0,282 0,291-0,319

ТР +ПП „ „ 0,282 0,291-0,319

ТР +Пи „ „ 0,267 0,276-0,306

К+А „ „ 0,282 0,319-0,574

К +ПП „ „ 0,282 0,319-0,574

К +Пи „ „ 0,267 0,306-0,567

Б+А „ „ 0,282 0,319-0,574

Б +ПП „ „ 0,282 0,319-0,574

Б +Пи „ „ 0,267 0,306-0,567

К+ПП „ „ 0,215 0,262-0,544

Б+ПП „ „ 0,215 0,262-0,544

Массовый „ „ 0,152 0,142

ТР+ПП+В Нестабильная Нестабильная 0,436 0,442-0,461

К+ПП+В „ „ 0,436 0,461-0,663

Б+ПП+В „ „ 0,436 0,461-0,663

Массовый „ „ 0,152 0,142

1. AGAr corPorATIoN– При-боры для измерения и контроля содержа-ния воды в углево-дородах. Бюллетень, 2002

2. Smith Meter Inc.-Turbine Meters 1-1/2''-4''G Series– Bulletin SS02002.1998

3. FMc Energy Systems – Smith Turbine Meters 3''o 16''MV Series.– Bulletin SS02016.

4. Smith Meter Inc.-Turbine Meters 4''Thru 24''Sentry Series-Bulletin SS02001

5. Brooks. – Instruments The chapter turbine flow meter. – 2007

6.Smith Meter Inc – MVTM Multi-Viscosity Turbine Meter – Bulletin SF02005

7. FMc Energy Systems. FMc Measurement Solutions. Smith Meter – Positive DisplacementvMeters

8. Brooks. Instruments – The chapter Birotor Flow meters. 1997

9. Krohne – corimass mass flowmeter – c33 0000 03

10. FMc Energy Systems – coriolis Meter Apollo A400 coriolis Mass Flow and Density Meter Bulletin SS0M023

11.Smith Meter Inc.Smith S-MASS coriolis mass flow meters. Bulletin S80M001

транспортнефтиигазапрактика

40 трубопроводный транспорт [теория и практика]

Операции транспортирования и хранения высоковязких нефтей и темных нефтепродуктов практически всегда сопровождаются процессами их разо­грева и охлаждения. При расчете этих процессов важное значение принадлежит определению вязкости (v) жидкостей, ко­торая значительно меняется с изменени­ем температуры (T). Наиболее точные и достоверные значения вязкости нефтей и нефтепродуктов находятся на основании лабораторных измерений. Однако такой способ задания зависимости v= f(T) дает возможность иметь величину вязкости лишь при отдельных (зачастую крайне немногочисленных) значениях темпера­туры и, кроме того, является не совсем удобным для аналитического решения многих задач. В связи с этим в расчетной практике (включая известные вычисли­тельные программные средства) широко применяются эмпирические формулы, с той или иной степенью точности опи­сывающие поведение v при изменении T. Среди целого ряда таких формул, раз­личающихся между собой структурным видом, самым распространенным (в силу своей простоты) является выражение, получившее в отечественной техничес­кой литературе наименование формулы Филонова–Рейнольдса [1, 2]:v=v*exp(–uT), (1)где v* и u — постоянные коэффициенты для данной нефти или нефтепродукта.

Заметим, что зависимости (1) может быть придана и иная форма записи, в которой v выражается через вязкость (vа) при другой температуре Tа:v=vа

.exp[–u(T–Ta)].Поскольку формула (1) содержит две

постоянные величины, то их нахождение может быть осуществлено по двум значе­ниям вязкости v1 и v2, определенным при температурах соответственно T1 и T2. При этом коэффициент u (так называемый по­казатель крутизны вискограммы) рассчи­тывается по следующему выражению:

Решение поставленной задачи мо ­ жет быть получено следующим образом. На основании набора эксперименталь­ных данных по вязкости рассматри­ваемой жидкости устанавливаются наилучшие значения постоянных v* и u в формуле (1) для конкретного РДТ, используя при этом, например, способ наименьших квадратов. Применяя далее методы математической обра­ботки опытных данных, находится с практически любой степенью точности аналитическая зависимость v= f(T), т.е. делается для исследуемого РДТ пере­ход от дискретного задания вязкости к непрерывной функции. Графически полученная пара уравнений изображает­ся соответственно прямой 4 и кривой 1 (рисунок 2). Эти линии пересекаются в точках А1 и А2 внутри РДТ (Tв–Tн), при­чем каждая из них принадлежит одно­временно как наилучшему варианту формулы (1), так и экспериментальной вязкостно­температурной зависимости. В связи с этим абсциссы этих точек и будут давать искомые температуры T1 и T2, отыскание которых осуществляется в результате совместного решения двух найденных уравнений.

В операциях транспорта и хранения высоковязких нефтепродуктов и нефтей температура Tв (верхняя граница РДТ) задается на основании предварительно­го теплового расчета, либо определяется ограничениями, связанными с рабо­той подогревательного оборудования (закоксовывание труб нагревательных печей, разгонка нефти и т.п.). Нижняя граница РДТ (Tн) также определяется путем теплового расчета, либо соответ­ствует температуре окружающей среды или температуре застывания жидко­сти. Таким образом, при рассмотрении конкретного технологического процесса величина РДТ, необходимая для нахож­дения показателя u, может в той или иной мере считаться достаточно точно известной.

По изложенной методике автором в 1996–1998 гг. была выполнена большая серия расчетов для различных нефтей и нефтепродуктов при разных значениях РДТ, целью которой являлось рассмотре­ние возможности обобщения получае­мых результатов. Исследовались жидко­сти 53 наименований: различные нефти, топочные и флотские мазуты, масла

(2)

В многочисленных литературных источниках температуры T1 и T2 реко­мендуется либо брать произвольными внутри рабочего диапазона температур (РДТ) рассматриваемого процесса на­грева или охлаждения жидкости, либо принимать их максимально близко к границам РДТ [3]. Оба эти подхода нель­зя признать обоснованными и коррект­ными, поскольку при этом по формуле (1) могут получаться неоправданно большие погрешности в определении вязкости (особенно при достаточно широком РДТ), что, в свою очередь, может привести к серьезному искаже­нию результатов расчета конкретного технологического процесса.

Характерная картина изменения вязкости многих высоковязких нефтепро­дуктов и нефтей графически представля­ется кривой, показанной на рисунке 1. Кривизна этой линии, проходящей через экспериментальные точки, настолько ве­лика, что даже если взять ось v в логариф­мической анаморфозе, ее вид останется существенно нелинейным (рисунок 2, кривая 1). Поскольку зависимость (1) в координатах рисунка 2 выражает­ся прямой линией с углом наклона a=arctg(u), то следовательно существу­ет множество вариантов ее прохождения (например, прямые 2...5) относительно точек, отражающих экспериментальную зависимость v= f(T). Отсюда возникает задача установления таких единствен­ных (оптимальных) значений T1 и T2, использование которых при расчете величины u по выражению (2) давало бы максимальное приближение формулы Филонова–Рейнольдса к эксперимен­тальным данным в заданном РДТ. Следу­ет заметить, что подобные соображения излагались еще в работе [2], где, однако, не был предложен механизм реализации поиска оптимальных значений T1 и T2.

К определению показателя крутизны вискограммы нефтей и нефтепродуктов

lнефть и нефтепродукты, вязкость, темпе-ратура, формула Филонова–Рейнольдса, вискограмма, числовой пример;

lcrude oil and petroleum products, viscosity, temperature, Filonov–Reynolds formula, viscosity chart, numerical example

uuКлючевые слова / Key words:А.В.ЧерникинКандидат технических наук, доцент, заслу-женный работник ОАО ВНИИСТ, Москва

транспортнефтиигазапрактика

41

трубопроводный транспорт [теория и практика]

№ 5 (21) октябрь 2010

многих марок и другие нефтепродукты (включая одноименные, но выпускаемые разными нефтеперерабатывающими предприятиями). По каждой жидкости имелось от 5 до 11 опытных значений вязкости (суммарно 390 точек), что по­зволяло вполне удовлетворительно отсле­живать характер зависимости v= f(T) и получать ее аналитический вид. Величина РДТ варьировалась от 10 до 100°С с шагом 10°С в пределах сохранения каждой рас­сматриваемой жидкостью ньютоновских свойств. При этом учитывалось, что РДТ одной и той же ширины для различных технологических процессов может нахо­диться на разных температурных уровнях (например, РДТ=30°С может определять­ся как Tв–Tн=80–50 или Tв–Tн=60–30 и т. д.). Всего к расчетам было привлечено более 1500 вариантов РДТ, т. е. задей­ствовано около 7000 экспериментальных значений вязкости.

Результаты проведенной серии расчетов позволили установить, что оптимальные значения T1 и T2 для всех исследованных жидкостей и вариантов РДТ практически не зависят от темпера­турного уровня, на котором находится РДТ, и располагаются в двух сравнительно узких областях внутри этого диапазона: 14–24% (для T1) и 72–82% (для T2) от величины РДТ.

В целях большей конкретизации можно осуществить осреднение найден­ных значений, что приводит к следующим ориентировочным выражениям:T1=Tн+0,19(Tв–Tн), (3)T2=Tв–0,23(Tв–Tн). (4)

Таким образом, для нахождения опти­мальной величины показателя u необходи­мо иметь значения вязкости рассматривае­мой жидкости именно при температурах, определяемых формулами (3) и (4). Их можно получить экспериментально, либо на основании значений v, соответствую­щих другим температурам, путем пред­варительно выполняемой математической обработкой опытных данных или пере­счета по более сложным, чем формула (1) выражениям, обладающим высокой точ­ностью (например, по формулам Фогеля–Фульчера–Таммана, Фролова и др.).

Изложенный подход к определению показателя крутизны вискограммы, безусловно, не гарантирует того, что найденные поддиапазоны и соотношения (3) и (4) будут справедливы для всего многообразия высоковязких нефтей и нефтепродуктов. Тем не менее, обнару­женная близость результатов для доста­точно большого набора нефтя ных жидко­стей позволяет говорить о возможности применения предлагаемой методики. По крайней мере, она будет давать значения u с не меньшей точностью, чем при ис­пользовании существующих подходов к выбору T1 и T2, описанных выше.

Для иллюстрации «действенности» изложенного метода установления показателя u рассмотрим числовой при­мер, взятый из статьи [1]. Автором этой работы была предложена оригинальная экспоненциальная зависимость v= f(T), содержащая три постоянных величи­ны и хорошо описывающая опытные данные. На основании этой зависимо­сти в [1] была также получена формула для определения потерь напора на трение в неизотермическом трубопро­воде (H1) и выполнено ее численное сопоставление с другими расчетными выражениями, включая классическое решение В.И.Черникина (H2), как раз базирующееся на формуле (1). Объ­ектом сравнения являлся «горячий» трубопровод, предназначенный для перекачки предварительно нагретого до 60°С мазута, имеющего следующую вязкостно­температурную характери­стику (таблица 1).

Тепловой расчет трубопровода показал, что температура мазута в конечном сечении линии будет рав­на 25,32°С. Приняв при определении коэффициента u температуры 60°С (на верхней границе РДТ) и 20°С (вблизи нижней границы РДТ), было получено u=0,05195 1/°С и затем H2=823 м. Рас­чет же по более точной формуле автора [1] дал H1=539 м. Такое расхождение (DH2–H1=823–539=284 м или 52,7%) никак нельзя признать приемлемым.

Применим теперь к рассматривае­мому мазутопроводу предлагаемую методику. В наших обозначениях име ­ ем Tв=60°С и Tн=25,32°С. Подставляя эти величины в формулы (3) и (4), получаем T1≈ 32°С и T2≈ 52°С. Этим значениям соответствуют вязкости v1=416 сСт и v2=197 сСт. Далее по формуле (2) находим оптимальную величину показателя крутизны виско­граммы u=0,03737 1/°С. Гидравличе­ский расчет трубопровода при таком значении показателя u приводит к H*

2=574 м. В этом случае имеем рас­хождение DH*=H*

2 – H1=574–539=35 м (6,5%), то есть снижение относитель­ной погрешности более чем в 8 раз.

Полученный результат использо­вания предлагаемой методики при­менительно к расчету конкретного технологического процесса («горячая» перекачка) свидетельствует о ее зна­чительной «эффективности». Таким образом, изложенный способ опреде­ления входящего в формулу Филоно­ва – Рейнольдса показателя крутизны вискограммы можно рекомендовать для выполнения оценочных расчетов различных операций в сфере транспор­та и хранения высоковязких нефтей и нефтепродуктов.

1. Фролов К.Д. Гидравлический рас-чет трубопроводов при неизотермиче-ском течении нефтей и нефтепродуктов // Нефтяное хозяйство. 1967. № 4. С. 55–61. 2. Свиридов В.П., Левенцов А.Н. О значениях постоян-ных в уравнениях вязкостно-температур-ной зависимости не - ко торых смазочных масел // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов / Труды НИИтранс-нефть. Уфа, 1969. Вып. VI. С. 129–136.3. Тугунов П.И., Новоселов В.Ф. Типовые расчеты при проектировании и экс-плуатации нефтебаз и нефтепроводов. М. : Недра, 1981. 177 с.

Т, °С

v , сСт

20

1350

30

500

40

250

50

200

60

169

таблица 1

рисунок 2

Tн T1 T2

РДТ

Tв

a

T

ln v 1

2

3

4

5 A1

A2

рисунок 1

T

v

транспортнефтиигазатеория транспортнефтиигазатеория

42 43трубопроводный транспорт [теория и практика]

трубопроводный транспорт [теория и практика]

№ 5 (21) октябрь 2010

Расчетно-параметрическое исследование углеводородной смеси в конденсатопроводе

Н.В. Саранчинстарший преподаватель, Тюменский государственный университет

А.Б. Шабаров д.т.н., профессор, заведующий кафедрой, Тюменский государственный университет

lгазоконденсат, физико-математическое моделирование, газожидкостное равнове-сие, единое уравнение состояния, термо-барические условия, потери давления, теплообмен с окружающей средой;

lgas condensate, physical and mathematical modeling, gas and fluid balance, common state equation, thermal and pressure circumstances, pressure loss, heat exchange with an environment.

uuКлючевые слова / Key words:

С.М. Дудинассистент кафедры, Тюменский государственный нефтегазовый университет

Ю.Д. Земенков д.т.н., профессор, заведующий кафедрой, Тюменский государственный нефтегазовый университет

Транспорт углеводородного сырья (УВС) одна из наиболее энергоемких отраслей производства. Как показывают расчеты [1], затраты мощности на пере­качку единицы массы УВС в виде газа на 2–3 порядка превышают затраты мощ­ности на перекачку УВС в виде жидкости. Поэтому для вопросов энергосбережения при транспорте УВС важной задачей яв­ляется разработка и использование при проектировании и эксплуатации метода расчета течения и тепломассопереноса газожидкостных углеводородных сред в промысловых и магистральных трубо­проводах. Транспорт конденсата на тер­ритории ЯНАО происходит по следующей схеме [2]. Со скважин Ямбургского место­рождения до Уренгойского завода по под­готовке газового конденсата (ЗПГК) кон­денсат транспортируется по двум ниткам конденсатопровода Ямбург – Уренгой – 1, 2 с проектной производительностью 1,35 и 2,65 млн т/год соответственно. С Урен­гойского ЗПГК до г. Сургута транспорт деэтанизированного конденсата в смеси с нефтью осуществляется по двухниточ­ному продуктопроводу Уренгой – Сур­гут – 1, 2. В настоящее время коэффици­ент исполь зования трубопровода не пре­вышает 0,6–0,7. Созданная к настоящему времени система конденсатопроводов позволяет транспортировать конденсат в объеме до 13,6 млн т/год.

Газоконденсатные месторождения имеют ряд термодинамических особен­

ностей, которые необходимо учитывать как при их промысловой разработке, так и при транспортировке и переработке газового конденсата. Основная особен­ность заключается в сложном фазовом поведении газоконденсатной системы и зависимости, при прочих равных условиях, состава извлекаемого сырья от фазового состояния залежи, поэтому важнейшей задачей проектирования и расчета конденсатопроводов является выбор наиболее адекватных методик расчета теплофизических свойств и фазовых равновесий транспортируемого газоконденсата.

Методам расчета теплофизических свойств веществ (ТФС) и фазовых равно­весий посвящено достаточно много научных изданий и справочников [3, 4, 5, 6, 7 и др.]. Однако, когда речь идет о таких сложных системах, какими явля­ются нефти, газовые конденсаты, при­родный газ и продукты их переработки, применение даже известных методик представляет непростую задачу. Следует также учитывать, что большая часть методов расчета разработана для ин­дивидуальных углеводородов и смесей известного состава, поэтому использова­ние их для расчета ТФС сложных смесей неизвестного состава не всегда возмож­но либо приводит к дополнительным, трудно оцениваемым ошибкам [4].

Такие системы сложного состава из­за расположения на фазовой диаграмме

в околокритической области относят к системам переходного состояния, ко­торые в зависимости от температуры и состава могут находиться в однофазном жидком или газообразном состоянии. Возникающая в данном случае неопре­деленность приводит к затруднениям при выборе методов (технологий) про­ектирования и расчета конденсатопро­водов.

Для проверки адекватности вы­бранных нами методик расчета рабочих параметров конденсатопровода и со­поставление их с экспериментальными значениями нами были использованы технические и эксплуатационные харак­теристики действующего конденсато­провода Уренгой – Сургут.

Рассмотрим разработанную нами методику расчета применительно к угле­водородной смеси деэтанизированного конденсата с нефтью транспортируемую с северных газоконденсатонефтяных ме­сторождений по конденсатопроводу на перерабатывающий завод.

Физико-математическая модель течения УВС в конденсатопроводе

Для расчета используется метод контрольных объемов [6, 8]. Внутрен­ний объем трубопровода разбивается на конечное число достаточно малых участков – контрольных объемов V, ограниченных внутренней поверхно­

стью трубопровода и поперечными сечениями S1 и S2, распо­ложенными на расстоянии Dz друг от друга. Применительно к контрольному объему используются балансовые уравнения: массы, количества движения, а также баланса полной энергии. Основные балансовые уравнения сохранения массы, импульса и энергии при квазиодномерном течении записываем в форме предложенной проф. А.Б. Шабаровым [6, 8, 9 и др.].

Закон сохранения массы фаз газожидкостной смеси при ква­зиодномерном подходе имеет вид:

(1)

где .Это уравнение учитывает расход через боковую

поверхность, что характерно при расчетах утечек, расходы при контролируемых подводах и отводах массы в разветвленных

системах трубопроводов и массообмен между фазами , где

– интенсивность массообмена между j – той и i – той фазами.Уравнение баланса механической энергии записывается в

форме обобщенного уравнения Бернулли. Для модели с общим давлением фаз (i=g, l):

(2)

где – удельная работа внешних сил, Дж/кг, за вычетом работы по преодолению сил

тяжести; – работа затрачиваемая

при движении каждой из фаз на преодоление сил трения и мест­

ные сопротивления; – удельная работа сил инер­

ции, – работа сил, связанная с обменом

импульсом при подводе или отводе массы через боковую поверхность;

– удельная работа

межфазных сил, которая при малых Jji сводится к работе касательных напряже­ний на границе фаз [10]; aki– коэффици­енты Кориолиса, учитывающие неравно­мерность распределения скорости фазы

по радиусу трубы; – сред­

няя на участке 1–2 плотность; в схеме с общим давлением фаз Pi=P. Работа ка­сательных напряжений на границе фаз Pjix может быть представлена в виде, Pjix =tгр · Sg , где tгр – касательное на­пряжение на границе жидкости и газа, Sg – площадь межфазной поверхности выделенного объема.

таблица 1

Эксплуатационные характеристики конденсатопровода

Компонентный состав, массовая доля % Масс,

доля

воды,

%

Средне-

суточное

давление,

кгс/см2

Средне-

суточная

темпера-

тура, оСМетан Этан Пропан и-Бутан н-Бутан и-Пентан н-Пентан Гексан +

Значения параметров в начальном сечении трубопровода

0,09 0,67 12,98 7,02 11,63 5,9 6,33 55,38 0,00 31 21,8

Значения параметров в конечном сечении трубопровода

0,07 0,63 12,9 11,8 7,1 6,04 5,72 55,5 0,00 11,9 1,25

150

120

90

60

30

0

Высотная отметка, м

0 100 200 300 400 500 600 700

Расстояние, км

рисунок 1

Профиль трассы конденсатопровода

Интеграл сохранения внутренней энергии для однотем­пературной смеси (Ti=T) записываем в виде:

(3)где – расход подводимый через боковую

поверхность; Qвн – внешняя тепловая мощность; Nmp=lmpG –

мощность трения; –

константа, находимая из условий нормировки при фазовых переходах l 1 g [8].

Замыкающие соотношенияЗависимость плотности газоконденсатной смеси от дав-

ления и температуры.При заданных начальных условиях на входе в конденса­

топровод (массовый расход компонент – Gi, истинная плот­ность газоконденсата – ρsm0, температура – T0, давление – p0, массовые доли компонент – Nmi) находим плотность группы углеводородов гексан+ на входе в расчетный участок по формуле:

, (4)

где υi молярный объем остальных компонентов, рассчи­тываемый по единому для газа и жидкости уравнению со­стояния Пенга­Робинсона [11].

Определив плотность группы углеводородов гексан+ по формуле (4) находим температуру кипения TbC6+, мо­лярную массу MC6+, критические давление и температуру TcC6+, pcC6+ и фактор ацентричности ωС6+ по методикам из [4]. Используя эти данные, рассчитываются молярные доли компонент zi УВС. Таким образом, группа углеводородов гек­сан+ включается в состав газоконденсатной смеси как один псевдокомпонент. Вычислив затем плотность смеси с под­становкой в уравнение состояния значений параметров для индивидуальных компонентов и параметров для псев

транспортнефтиигазатеория транспортнефтиигазатеория

42 43трубопроводный транспорт [теория и практика]

трубопроводный транспорт [теория и практика]

№ 5 (21) октябрь 2010

Расчетно-параметрическое исследование углеводородной смеси в конденсатопроводе

Н.В. Саранчинстарший преподаватель, Тюменский государственный университет

А.Б. Шабаров д.т.н., профессор, заведующий кафедрой, Тюменский государственный университет

lгазоконденсат, физико-математическое моделирование, газожидкостное равнове-сие, единое уравнение состояния, термо-барические условия, потери давления, теплообмен с окружающей средой;

lgas condensate, physical and mathematical modeling, gas and fluid balance, common state equation, thermal and pressure circumstances, pressure loss, heat exchange with an environment.

uuКлючевые слова / Key words:

С.М. Дудинассистент кафедры, Тюменский государственный нефтегазовый университет

Ю.Д. Земенков д.т.н., профессор, заведующий кафедрой, Тюменский государственный нефтегазовый университет

Транспорт углеводородного сырья (УВС) одна из наиболее энергоемких отраслей производства. Как показывают расчеты [1], затраты мощности на пере­качку единицы массы УВС в виде газа на 2–3 порядка превышают затраты мощ­ности на перекачку УВС в виде жидкости. Поэтому для вопросов энергосбережения при транспорте УВС важной задачей яв­ляется разработка и использование при проектировании и эксплуатации метода расчета течения и тепломассопереноса газожидкостных углеводородных сред в промысловых и магистральных трубо­проводах. Транспорт конденсата на тер­ритории ЯНАО происходит по следующей схеме [2]. Со скважин Ямбургского место­рождения до Уренгойского завода по под­готовке газового конденсата (ЗПГК) кон­денсат транспортируется по двум ниткам конденсатопровода Ямбург – Уренгой – 1, 2 с проектной производительностью 1,35 и 2,65 млн т/год соответственно. С Урен­гойского ЗПГК до г. Сургута транспорт деэтанизированного конденсата в смеси с нефтью осуществляется по двухниточ­ному продуктопроводу Уренгой – Сур­гут – 1, 2. В настоящее время коэффици­ент исполь зования трубопровода не пре­вышает 0,6–0,7. Созданная к настоящему времени система конденсатопроводов позволяет транспортировать конденсат в объеме до 13,6 млн т/год.

Газоконденсатные месторождения имеют ряд термодинамических особен­

ностей, которые необходимо учитывать как при их промысловой разработке, так и при транспортировке и переработке газового конденсата. Основная особен­ность заключается в сложном фазовом поведении газоконденсатной системы и зависимости, при прочих равных условиях, состава извлекаемого сырья от фазового состояния залежи, поэтому важнейшей задачей проектирования и расчета конденсатопроводов является выбор наиболее адекватных методик расчета теплофизических свойств и фазовых равновесий транспортируемого газоконденсата.

Методам расчета теплофизических свойств веществ (ТФС) и фазовых равно­весий посвящено достаточно много научных изданий и справочников [3, 4, 5, 6, 7 и др.]. Однако, когда речь идет о таких сложных системах, какими явля­ются нефти, газовые конденсаты, при­родный газ и продукты их переработки, применение даже известных методик представляет непростую задачу. Следует также учитывать, что большая часть методов расчета разработана для ин­дивидуальных углеводородов и смесей известного состава, поэтому использова­ние их для расчета ТФС сложных смесей неизвестного состава не всегда возмож­но либо приводит к дополнительным, трудно оцениваемым ошибкам [4].

Такие системы сложного состава из­за расположения на фазовой диаграмме

в околокритической области относят к системам переходного состояния, ко­торые в зависимости от температуры и состава могут находиться в однофазном жидком или газообразном состоянии. Возникающая в данном случае неопре­деленность приводит к затруднениям при выборе методов (технологий) про­ектирования и расчета конденсатопро­водов.

Для проверки адекватности вы­бранных нами методик расчета рабочих параметров конденсатопровода и со­поставление их с экспериментальными значениями нами были использованы технические и эксплуатационные харак­теристики действующего конденсато­провода Уренгой – Сургут.

Рассмотрим разработанную нами методику расчета применительно к угле­водородной смеси деэтанизированного конденсата с нефтью транспортируемую с северных газоконденсатонефтяных ме­сторождений по конденсатопроводу на перерабатывающий завод.

Физико-математическая модель течения УВС в конденсатопроводе

Для расчета используется метод контрольных объемов [6, 8]. Внутрен­ний объем трубопровода разбивается на конечное число достаточно малых участков – контрольных объемов V, ограниченных внутренней поверхно­

стью трубопровода и поперечными сечениями S1 и S2, распо­ложенными на расстоянии Dz друг от друга. Применительно к контрольному объему используются балансовые уравнения: массы, количества движения, а также баланса полной энергии. Основные балансовые уравнения сохранения массы, импульса и энергии при квазиодномерном течении записываем в форме предложенной проф. А.Б. Шабаровым [6, 8, 9 и др.].

Закон сохранения массы фаз газожидкостной смеси при ква­зиодномерном подходе имеет вид:

(1)

где .Это уравнение учитывает расход через боковую

поверхность, что характерно при расчетах утечек, расходы при контролируемых подводах и отводах массы в разветвленных

системах трубопроводов и массообмен между фазами , где

– интенсивность массообмена между j – той и i – той фазами.Уравнение баланса механической энергии записывается в

форме обобщенного уравнения Бернулли. Для модели с общим давлением фаз (i=g, l):

(2)

где – удельная работа внешних сил, Дж/кг, за вычетом работы по преодолению сил

тяжести; – работа затрачиваемая

при движении каждой из фаз на преодоление сил трения и мест­

ные сопротивления; – удельная работа сил инер­

ции, – работа сил, связанная с обменом

импульсом при подводе или отводе массы через боковую поверхность;

– удельная работа

межфазных сил, которая при малых Jji сводится к работе касательных напряже­ний на границе фаз [10]; aki– коэффици­енты Кориолиса, учитывающие неравно­мерность распределения скорости фазы

по радиусу трубы; – сред­

няя на участке 1–2 плотность; в схеме с общим давлением фаз Pi=P. Работа ка­сательных напряжений на границе фаз Pjix может быть представлена в виде, Pjix =tгр · Sg , где tгр – касательное на­пряжение на границе жидкости и газа, Sg – площадь межфазной поверхности выделенного объема.

таблица 1

Эксплуатационные характеристики конденсатопровода

Компонентный состав, массовая доля % Масс,

доля

воды,

%

Средне-

суточное

давление,

кгс/см2

Средне-

суточная

темпера-

тура, оСМетан Этан Пропан и-Бутан н-Бутан и-Пентан н-Пентан Гексан +

Значения параметров в начальном сечении трубопровода

0,09 0,67 12,98 7,02 11,63 5,9 6,33 55,38 0,00 31 21,8

Значения параметров в конечном сечении трубопровода

0,07 0,63 12,9 11,8 7,1 6,04 5,72 55,5 0,00 11,9 1,25

150

120

90

60

30

0

Высотная отметка, м

0 100 200 300 400 500 600 700

Расстояние, км

рисунок 1

Профиль трассы конденсатопровода

Интеграл сохранения внутренней энергии для однотем­пературной смеси (Ti=T) записываем в виде:

(3)где – расход подводимый через боковую

поверхность; Qвн – внешняя тепловая мощность; Nmp=lmpG –

мощность трения; –

константа, находимая из условий нормировки при фазовых переходах l 1 g [8].

Замыкающие соотношенияЗависимость плотности газоконденсатной смеси от дав-

ления и температуры.При заданных начальных условиях на входе в конденса­

топровод (массовый расход компонент – Gi, истинная плот­ность газоконденсата – ρsm0, температура – T0, давление – p0, массовые доли компонент – Nmi) находим плотность группы углеводородов гексан+ на входе в расчетный участок по формуле:

, (4)

где υi молярный объем остальных компонентов, рассчи­тываемый по единому для газа и жидкости уравнению со­стояния Пенга­Робинсона [11].

Определив плотность группы углеводородов гексан+ по формуле (4) находим температуру кипения TbC6+, мо­лярную массу MC6+, критические давление и температуру TcC6+, pcC6+ и фактор ацентричности ωС6+ по методикам из [4]. Используя эти данные, рассчитываются молярные доли компонент zi УВС. Таким образом, группа углеводородов гек­сан+ включается в состав газоконденсатной смеси как один псевдокомпонент. Вычислив затем плотность смеси с под­становкой в уравнение состояния значений параметров для индивидуальных компонентов и параметров для псев

транспортнефтиигазатеория транспортнефтиигазатеория

44 45трубопроводный транспорт [теория и практика]

трубопроводный транспорт [теория и практика]

№ 5 (21) октябрь 2010

докомпонента ρsm=661,7 кг/м3, и сравнивая его значение с заданным ρsm0=662,0 кг/м3, убеждаемся в адекватности такого подхода, т.к. относительное отклонение вычисленного значения ρsm от заданного составляет ­0,05%.

Вязкость газоконденсатной смеси.Вязкость индивидуальных углеводородов вычисляется с

использованием базы данных из [7]. Вязкость группы углево­дородов гексан+ находим с использованием методик из [4]. Вязкость всей смеси вычислялась при температуре 20ОС и дав­лении 1 атм. по формуле:

Пересчет вязкости на термобарические условия в различ­

ных сечениях трубопровода проводился по формуле [12]:

.

Изобарная теплоемкость газоконденсатной смеси.Изобарная теплоемкость индивидуальных компонентов

смеси вычисляли с использованием базы данных из [7]. Изо­барная теплоемкость группы углеводородов гексан+ опреде­ляется с использованием формулы Ватсона – Нельсона. Тепло­емкость всей смеси вычисляли по правилу аддитивности:

Теплопроводность газоконденсатной смеси.Теплопроводность газоконденсатной смеси вычислялась

с использованием базы данных и рекомендаций из [7], а мо­лярные объемы компонентов смеси с использованием единого уравнения состояния (ЕУС) Пенга­Робинсона.

Коэффициент теплоотдачи грунта.Коэффициент теплоотдачи грунта находится следующим

образом [13]:

где H – глубина залегания трубопровода в грунте, м, Hпр находится следующим образом: ,

причем lсн и lгр – коэффициенты теплопроводности снега и грунта:

, ,Nuгр – число Нуссельта для грунта:

,

а aвозд – коэффициент теплообмена для воздуха:

Определение составов и количественного соотношения равновесных паровой и жидкой фаз.

Коэффициентом распределения или константой равнове­сия i­го компонента углеводородной смеси Кi называют отно­шение мольной доли этого компонента в паровой фазе уi к его мольной доле в жидкой фазе хi.

На рисунке 3 представлено расчетно­параметрическое исследо­вание фазового состояния УВС вдоль трассы трубопровода при изменении рабочего давления перекачки на началь­ном участке трубопровода 31, 28 и 25 ата. Графические зависимости 1, 2 и 3 показывают изменение плотности УВС, параметра двухфазности V и истинного объемного газосодержания gα УВС при снижении рабочего давления перекачки до 25 ата на начальном участке трубо­провода. Из данных графиков следует, что при снижении рабочего давления перекачки на трассе конденсатопровода могут возникать участки, где УВС пере­ходит в двухфазное газожидкостное состояние (параметр двухфазности при­нимает значение 0<V<1 и в этом случае он имеет определенный физический смысл, равный отношению количества молей смеси находящейся в газовой фазе к количеству молей всей смеси). При переходе УВС в двухфазное газо­жидкостное состояние далее до конечно­го участка трубопровода смесь движется в двухфазном состоянии. В этом случае дальнейший расчет гидродинамических параметров конденсатопровода прово­дится с учетом двухфазности течения УВС (расчеты ведутся по полной системе уравнений (2)). Режим двухфазного те­чения в трубопроводе при этом опреде­лялся с учетом известного алгоритма [9].

(5)

(6)

Уравнения (5) и (6) называют уравнениями фазовых концентраций компонентов смеси. Они позволяют опреде­лить мольные доли компонентов в паровой и жидкой фазах смеси состава zi при заданных значениях коэффициентов распределения Ki и известном значении мольной доли паро­вой фазы V.

Расчет истинного объемного газосодержания.По определению истинное объемное газосодержание

равно:

.

Если объемы газа и жидкости находим как произведение молярного объема газа и жидкости (υg , υL – рассчитываемые по уравнению состояния при известных составах фаз) на количество молей смеси находящейся соответственно в газо­образном и жидком состоянии (NV , NL), то

. (7)

Определение режима течения двухфазной газожидкостной среды в конденсатопроводе.

На каждом расчетном шаге происходила проверка фазового поведения газоконденсатной смеси для термобарических усло­вий в данном сечении конденсатопровода. Если смесь находи­лась в однофазном жидком состоянии (параметр V<0 при рав­новесных значениях Ki), то система (2) содержала только одно уравнение, т.к. ag полагалось равным нулю, а al – равным 1. Если параметр V на каком­либо расчетном шаге принимал зна­чение 0<V<1, то по уравнениям (5), (6) рассчитывались равно­весные составы газовой – yi и жидкой – xi фаз. Далее по единому уравнению состояния Пенга­Робинсона, рассчитывались плот­ность, вязкость и газовой и жидкой фаз, поверхностное натя­жение жидкой фазы. По известному молярному соотношению между газом и жидкостью рассчитывались массовые расходы УВС в виде газа – Gg и в виде жидкости – GL. Значения этих ве­личин в дальнейшем использовались для определения режима течения газожидкостной смеси по известной методике [9].

Результаты расчетно-параметрического исследования

На рисунке 2 приведены результаты расчетов параметров УВС вдоль трассы конденсатопровода. Графические зависимо­сти 1, 2 и 3 показывают изменение давления, температуры и плотности УВС соответственно, вдоль трубопровода с на­чальными данными соответствующими таблице 1. Из сопо­ставления расчетных и реально наблюдаемых перепадов дав­ления и температуры, можно сделать вывод об адекватности выбранной расчетной физико­математической модели кон­денсатопровода (относительное отклонение рассчитанного перепада давления от реально наблюдаемого составляет 4,6% и отклонение расчетного изменения температуры от экспери­ментального составило 1,5%). Остальные графики представ­ляют расчетно­параметрическое исследование параметров УВС вдоль трубопровода при снижении рабочего давления перекачки до 28 и 25 ата соответственно.

1. Микаэлян э.А. «Проблема энер-госбережения при транспорте углеводо-родного сырья». РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина. http://www.ptechnology.ru/Science/Science33.html.2. Иванов А.В., Мар-ченко А.Н., Мулявин С.Ф. «Особенности транспорта и пере-работки нефти, газа и конденсата в Ямало-Ненецком автономном округе», 2009. Тюмень: Издательство СибНАЦ, Горные ведомости, №3. — с. 36-42.3. Гужов А.И., Титов В. Г., Медведев В.Ф., Васильев В.А. «Сбор, транспорт и хранение природных углево-дородов». — 1978. — 223 с.4. Григорьев Б.А., Герасимов А.А., Ланчаков Г.А. «Тепло-физические свойства и фазовые равновесия газовых конденсатов и их фракций». — М: Из-дательский дом МэИ, 2007. — 344 с. :ил.5. Брусиловский А.И. «Фазовые превраще-ния при разработке месторождений нефти и газа». — М.: «Гра-аль», 2002, 575 с.6. Антипьев В.Н., Зе-менков Ю.Д., Шабаров А.Б. и др. «Техническая и параметрическая диагностика в трубо-проводных системах». Тюмень: Вектор Бук, 2002, с.432.7. Рид Р., Праус-ниц Дж., Шервуд Т. Свойства газов и жидкостей: Справоч-ное пособие/ Пер. с англ. под ред. Б.И. Соколова. — 3-е изд., перераб. и доп. — Л.: Химия, 1982. — 592 с.

8. Шабаров А.Б., Са-ранчин Н.В. «Методика расчета равновесных параметров газожид-костной смеси углево-дородов в трубопро-водах», 2009. Тюмень: Издательство ТюмГУ, Вестник Тюменского государственного уни-верситета, № 6. — С. 112–119.9. Шабаров А.Б., Са-ранчин Н.В., Кутрунов В.Н. Автоматизирован-ный расчет течения нефтегазовой смеси в трубопроводах. / Модернизация образо-вания в условиях гло-бализации: Круглый стол «Образование через науку и инно-вации». — Тюмень: Изд-во ТюмГУ, 2005. — с. 126–129.10. Миркин А.З., Усиныш В.В. «Трубо-проводные системы»: Справочное издание. М.: Химия, 1971, с.273.11. Peng D.Y., robinson D.B. «A new two-constant equation of state» //Ind. Eng. chem. Fundam. — 1976. — v. 15. — pp. 59-64.12. Козлов А.Д., Ма-монов Ю.В., Роговин М.Д., Рыбаков С.И., Степанов С.А. Методи-ка ГСССД МР 107-98. (Развитие МИ 2311-94)/ Всеросс. научно-исслед. центр стандар-тизации, информации и сертификации сырья, материалов и веществ Госстандарта Россий-ской Федерации. — М., 1998. — 51 с.13. Антонова Е.О., Бахмат Г.В., Иванов И.А., Степанов О.В. «Теплообмен при трубопроводном транспорте нефти и газа». Спб.: Недра, 1999. — 228 с.

рисунок 2. Параметры УВС вдоль трассы конденсатопро-вода:1 — изменение давления, 2 — температуры, 3 — плотности при термобарических условиях в начальном сечении трубопровода.

рисунок 3. Изменение плотности и фазового состояния УВС вдоль трассы конденсатопровода:1 — изменение плотности, 2 — изменение пара-метра двухфазности V, 3 — изменение истинного объемного газосодержания при снижении рабо-чего давления перекачки на начальном участке трубопровода до 25 ата.

0 100 200 300 400 500 600 700Длина, км

700

650

600

550

500

450

400

350

300

0,5

0,4

0,3

0,2

0,1

0

-0,1

-0,2

-0,3

1

2

3

Плотность УВС, кг/м3 Параметр двухфазности и объемное газосодержание

35

30

25

20

15

10

5

0

Давление, ата. Температура °С 700

600

500

400

300

200

100

0

0 100 200 300 400 500 600 700Длина, км

1

2

3Плотность УВС, кг/м3

Выводы

• разработана физико-математическая мо-

дель течения углеводородной смеси в конден-

сатопроводе с учетом фазовых переходов

и изменения компонентного состава фаз;

• выявлено влияние термобарических усло-

вий при входе продукта в конденсатопровод

на фазовое равновесие и параметры в выход-

ном сечении;

• подтверждена сходимость результатов

расчета изменения давления и температуры на

основе разработанной модели с известными

натурными экспериментальными данными;

• впервые обоснована возможность

расчетно-теоретического определения до-

пустимых значений массовых концентраций

легких фракций углеводородов во входном

сечении магистрального конденсатопровода

из условия обеспечения однофазного режима

течения в трубопроводе;

• на основе разработанной модели состав-

лены методика и алгоритм расчета, позволяю-

щие выполнять оперативный анализ и про-

гнозирование гидродинамического состояния

газожидкостных сред в трубопроводах при

изменении состава, термобарических и гидрав-

лических условий. Поэтому результаты иссле-

дования могут использоваться диспетчерскими

службами нефтегазовых компаний при онлайн

мониторинге режимов перекачки углеводород-

ного сырья.

транспортнефтиигазатеория транспортнефтиигазатеория

44 45трубопроводный транспорт [теория и практика]

трубопроводный транспорт [теория и практика]

№ 5 (21) октябрь 2010

докомпонента ρsm=661,7 кг/м3, и сравнивая его значение с заданным ρsm0=662,0 кг/м3, убеждаемся в адекватности такого подхода, т.к. относительное отклонение вычисленного значения ρsm от заданного составляет ­0,05%.

Вязкость газоконденсатной смеси.Вязкость индивидуальных углеводородов вычисляется с

использованием базы данных из [7]. Вязкость группы углево­дородов гексан+ находим с использованием методик из [4]. Вязкость всей смеси вычислялась при температуре 20ОС и дав­лении 1 атм. по формуле:

Пересчет вязкости на термобарические условия в различ­

ных сечениях трубопровода проводился по формуле [12]:

.

Изобарная теплоемкость газоконденсатной смеси.Изобарная теплоемкость индивидуальных компонентов

смеси вычисляли с использованием базы данных из [7]. Изо­барная теплоемкость группы углеводородов гексан+ опреде­ляется с использованием формулы Ватсона – Нельсона. Тепло­емкость всей смеси вычисляли по правилу аддитивности:

Теплопроводность газоконденсатной смеси.Теплопроводность газоконденсатной смеси вычислялась

с использованием базы данных и рекомендаций из [7], а мо­лярные объемы компонентов смеси с использованием единого уравнения состояния (ЕУС) Пенга­Робинсона.

Коэффициент теплоотдачи грунта.Коэффициент теплоотдачи грунта находится следующим

образом [13]:

где H – глубина залегания трубопровода в грунте, м, Hпр находится следующим образом: ,

причем lсн и lгр – коэффициенты теплопроводности снега и грунта:

, ,Nuгр – число Нуссельта для грунта:

,

а aвозд – коэффициент теплообмена для воздуха:

Определение составов и количественного соотношения равновесных паровой и жидкой фаз.

Коэффициентом распределения или константой равнове­сия i­го компонента углеводородной смеси Кi называют отно­шение мольной доли этого компонента в паровой фазе уi к его мольной доле в жидкой фазе хi.

На рисунке 3 представлено расчетно­параметрическое исследо­вание фазового состояния УВС вдоль трассы трубопровода при изменении рабочего давления перекачки на началь­ном участке трубопровода 31, 28 и 25 ата. Графические зависимости 1, 2 и 3 показывают изменение плотности УВС, параметра двухфазности V и истинного объемного газосодержания gα УВС при снижении рабочего давления перекачки до 25 ата на начальном участке трубо­провода. Из данных графиков следует, что при снижении рабочего давления перекачки на трассе конденсатопровода могут возникать участки, где УВС пере­ходит в двухфазное газожидкостное состояние (параметр двухфазности при­нимает значение 0<V<1 и в этом случае он имеет определенный физический смысл, равный отношению количества молей смеси находящейся в газовой фазе к количеству молей всей смеси). При переходе УВС в двухфазное газо­жидкостное состояние далее до конечно­го участка трубопровода смесь движется в двухфазном состоянии. В этом случае дальнейший расчет гидродинамических параметров конденсатопровода прово­дится с учетом двухфазности течения УВС (расчеты ведутся по полной системе уравнений (2)). Режим двухфазного те­чения в трубопроводе при этом опреде­лялся с учетом известного алгоритма [9].

(5)

(6)

Уравнения (5) и (6) называют уравнениями фазовых концентраций компонентов смеси. Они позволяют опреде­лить мольные доли компонентов в паровой и жидкой фазах смеси состава zi при заданных значениях коэффициентов распределения Ki и известном значении мольной доли паро­вой фазы V.

Расчет истинного объемного газосодержания.По определению истинное объемное газосодержание

равно:

.

Если объемы газа и жидкости находим как произведение молярного объема газа и жидкости (υg , υL – рассчитываемые по уравнению состояния при известных составах фаз) на количество молей смеси находящейся соответственно в газо­образном и жидком состоянии (NV , NL), то

. (7)

Определение режима течения двухфазной газожидкостной среды в конденсатопроводе.

На каждом расчетном шаге происходила проверка фазового поведения газоконденсатной смеси для термобарических усло­вий в данном сечении конденсатопровода. Если смесь находи­лась в однофазном жидком состоянии (параметр V<0 при рав­новесных значениях Ki), то система (2) содержала только одно уравнение, т.к. ag полагалось равным нулю, а al – равным 1. Если параметр V на каком­либо расчетном шаге принимал зна­чение 0<V<1, то по уравнениям (5), (6) рассчитывались равно­весные составы газовой – yi и жидкой – xi фаз. Далее по единому уравнению состояния Пенга­Робинсона, рассчитывались плот­ность, вязкость и газовой и жидкой фаз, поверхностное натя­жение жидкой фазы. По известному молярному соотношению между газом и жидкостью рассчитывались массовые расходы УВС в виде газа – Gg и в виде жидкости – GL. Значения этих ве­личин в дальнейшем использовались для определения режима течения газожидкостной смеси по известной методике [9].

Результаты расчетно-параметрического исследования

На рисунке 2 приведены результаты расчетов параметров УВС вдоль трассы конденсатопровода. Графические зависимо­сти 1, 2 и 3 показывают изменение давления, температуры и плотности УВС соответственно, вдоль трубопровода с на­чальными данными соответствующими таблице 1. Из сопо­ставления расчетных и реально наблюдаемых перепадов дав­ления и температуры, можно сделать вывод об адекватности выбранной расчетной физико­математической модели кон­денсатопровода (относительное отклонение рассчитанного перепада давления от реально наблюдаемого составляет 4,6% и отклонение расчетного изменения температуры от экспери­ментального составило 1,5%). Остальные графики представ­ляют расчетно­параметрическое исследование параметров УВС вдоль трубопровода при снижении рабочего давления перекачки до 28 и 25 ата соответственно.

1. Микаэлян э.А. «Проблема энер-госбережения при транспорте углеводо-родного сырья». РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина. http://www.ptechnology.ru/Science/Science33.html.2. Иванов А.В., Мар-ченко А.Н., Мулявин С.Ф. «Особенности транспорта и пере-работки нефти, газа и конденсата в Ямало-Ненецком автономном округе», 2009. Тюмень: Издательство СибНАЦ, Горные ведомости, №3. — с. 36-42.3. Гужов А.И., Титов В. Г., Медведев В.Ф., Васильев В.А. «Сбор, транспорт и хранение природных углево-дородов». — 1978. — 223 с.4. Григорьев Б.А., Герасимов А.А., Ланчаков Г.А. «Тепло-физические свойства и фазовые равновесия газовых конденсатов и их фракций». — М: Из-дательский дом МэИ, 2007. — 344 с. :ил.5. Брусиловский А.И. «Фазовые превраще-ния при разработке месторождений нефти и газа». — М.: «Гра-аль», 2002, 575 с.6. Антипьев В.Н., Зе-менков Ю.Д., Шабаров А.Б. и др. «Техническая и параметрическая диагностика в трубо-проводных системах». Тюмень: Вектор Бук, 2002, с.432.7. Рид Р., Праус-ниц Дж., Шервуд Т. Свойства газов и жидкостей: Справоч-ное пособие/ Пер. с англ. под ред. Б.И. Соколова. — 3-е изд., перераб. и доп. — Л.: Химия, 1982. — 592 с.

8. Шабаров А.Б., Са-ранчин Н.В. «Методика расчета равновесных параметров газожид-костной смеси углево-дородов в трубопро-водах», 2009. Тюмень: Издательство ТюмГУ, Вестник Тюменского государственного уни-верситета, № 6. — С. 112–119.9. Шабаров А.Б., Са-ранчин Н.В., Кутрунов В.Н. Автоматизирован-ный расчет течения нефтегазовой смеси в трубопроводах. / Модернизация образо-вания в условиях гло-бализации: Круглый стол «Образование через науку и инно-вации». — Тюмень: Изд-во ТюмГУ, 2005. — с. 126–129.10. Миркин А.З., Усиныш В.В. «Трубо-проводные системы»: Справочное издание. М.: Химия, 1971, с.273.11. Peng D.Y., robinson D.B. «A new two-constant equation of state» //Ind. Eng. chem. Fundam. — 1976. — v. 15. — pp. 59-64.12. Козлов А.Д., Ма-монов Ю.В., Роговин М.Д., Рыбаков С.И., Степанов С.А. Методи-ка ГСССД МР 107-98. (Развитие МИ 2311-94)/ Всеросс. научно-исслед. центр стандар-тизации, информации и сертификации сырья, материалов и веществ Госстандарта Россий-ской Федерации. — М., 1998. — 51 с.13. Антонова Е.О., Бахмат Г.В., Иванов И.А., Степанов О.В. «Теплообмен при трубопроводном транспорте нефти и газа». Спб.: Недра, 1999. — 228 с.

рисунок 2. Параметры УВС вдоль трассы конденсатопро-вода:1 — изменение давления, 2 — температуры, 3 — плотности при термобарических условиях в начальном сечении трубопровода.

рисунок 3. Изменение плотности и фазового состояния УВС вдоль трассы конденсатопровода:1 — изменение плотности, 2 — изменение пара-метра двухфазности V, 3 — изменение истинного объемного газосодержания при снижении рабо-чего давления перекачки на начальном участке трубопровода до 25 ата.

0 100 200 300 400 500 600 700Длина, км

700

650

600

550

500

450

400

350

300

0,5

0,4

0,3

0,2

0,1

0

-0,1

-0,2

-0,3

1

2

3

Плотность УВС, кг/м3 Параметр двухфазности и объемное газосодержание

35

30

25

20

15

10

5

0

Давление, ата. Температура °С 700

600

500

400

300

200

100

0

0 100 200 300 400 500 600 700Длина, км

1

2

3Плотность УВС, кг/м3

Выводы

• разработана физико-математическая мо-

дель течения углеводородной смеси в конден-

сатопроводе с учетом фазовых переходов

и изменения компонентного состава фаз;

• выявлено влияние термобарических усло-

вий при входе продукта в конденсатопровод

на фазовое равновесие и параметры в выход-

ном сечении;

• подтверждена сходимость результатов

расчета изменения давления и температуры на

основе разработанной модели с известными

натурными экспериментальными данными;

• впервые обоснована возможность

расчетно-теоретического определения до-

пустимых значений массовых концентраций

легких фракций углеводородов во входном

сечении магистрального конденсатопровода

из условия обеспечения однофазного режима

течения в трубопроводе;

• на основе разработанной модели состав-

лены методика и алгоритм расчета, позволяю-

щие выполнять оперативный анализ и про-

гнозирование гидродинамического состояния

газожидкостных сред в трубопроводах при

изменении состава, термобарических и гидрав-

лических условий. Поэтому результаты иссле-

дования могут использоваться диспетчерскими

службами нефтегазовых компаний при онлайн

мониторинге режимов перекачки углеводород-

ного сырья.

экологияпрактика

46 трубопроводный транспорт [теория и практика]

риск и профилактика аварийных выбросов природного газа

В газовой промышленности, как и в лю­бой другой отрасли техногенной сферы деятельности человека, могут возникать аварии, количество которых нельзя планировать, а избежать их на 100% практически невозможно. К числу ава­рий в газовой промышленности, имею­щих наиболее опасные геоэкологические последствия, относятся выбросы природ­ного газа, которые обычно происходят при фонтанировании газовых скважин в процессе бурения и/или эксплуата­ции, полном или частичном (трещины, свищи) разрыве трубопроводов высоко­го давления (подземных, надземных, подводных) и т.д. Наиболее серьезные последствия при аварийных выбросах газа вызывают воздействие ударной вол­ны при его взрыве в атмосфере, тепло­вое излучение при возгорании, а также токсическое влияние на человека. В этой связи особую опасность представляют магистральные газопроводы, развет­вленная сеть которых пересекает всю территорию Российской Федерации [1]. Основные причины аварий на газопрово­дах ­ это дефекты трубы и оборудования, поверхностные повреждения, коррозия материала, брак строительно­монтажных работ, нарушение правил технической эксплуатации и т.д.

Главная цель работы заключалась в иллюстрации примеров наиболее значи­тельных аварийных выбросов природного газа в нефтегазовой отрасли страны, обо­сновании риска воздействия природного газа на человека и рассмотрении профи­лактических мер по решению проблемы аварийных выбросов природного газа.

А.С.Казак Доктор технических наук, профессор, заместитель генераль-ного директора ООО «Газпром ВНИИГАЗ», Московская область, пос. Развилка

В.Н.Башкин Доктор биологичес - ких наук, профессор, главный научный сот-рудник ООО «Газпром ВНИИГАЗ», Москов-ская область, пос. Развилка

Р.В.Галиулин Доктор географичес-ких наук, ведущий научный сотрудник Института фунда-ментальных проблем биологии РАН, Московская область, г. Пущино

Р.А.Галиулина Научный сотрудник Института фунда-ментальных проблем биологии РАН, Московская область, г. Пущино

1. аварийные выбросы природного газаИзвестно, что основным компонентом природного газа является метан (СН4), содержание которого в различных ме­сторождениях может меняться от 70 до 99% [1]. В состав газа входят также этан (С2Н6), пропан (С3Н8), бутан (С4Н10), более тяжелые углеводороды, сероводо­род (Н2S) и его органические произво­дные — меркаптаны (RSH, где R — ал­кил, CnH2n+1), а также азот (N2), диоксид углерода (CO2) и гелий (He).

Так, в 2005 г. в южной части Оренбурга было зафиксировано высокое содержа­ние в атмосферном воздухе сероводо­рода — 15 ПДК (предельно допустимая концентрация), накоплению которого способствовала штилевая погода [2]. Предполагалось, что причиной загряз­нения воздуха явился залповый выброс

lгазовая промышленность, природный газ, аварийный выброс, риск воздей-ствия, профилактические меры;

lgas industry, natural gas, emergency emission, influence risk, preventive measures

uuКлючевые слова / Key words:

Аварийные выбросы природного газа отно-сят к числу наиболее опасных инцидентов, так как они приводят к загрязнению воздуш-ной среды не только рабочей зоны, но и населенных пунктов в местах локализации объектов газовой промышленности.

природного газа от технологического оборудования предприятия ООО «Орен­бурггазпром». Вышеупомянутый инци­дент повторился в 2006 и 2007 гг. в той же части Оренбурга, когда содержание сероводорода в воздухе составило соот­ветственно 14 и 23 ПДК [3, 4]. В первом случае аварийное загрязнение воздуха было следствием разгерметизации техно­логического оборудования на установке комплексной подготовки газа ООО «Орен­бурггазпром» и при этом содержание сероводорода снизилось до 6,5 ПДК только на следующий день. Во втором случае причиной инцидента стал прорыв кон­денсатопровода от скважины c выбросом так называемого попутного газа. В 2007 г. у дер. Митино (Кстовский район Ниже­городской области) произошел прорыв газопровода Нижний Новгород – Саратов с медленным рассеиванием газового об­лака из­за штилевой погоды [5]. В 2010 г. произошла утечка газового конденсата при разгерметизации конденсатопровода ООО «Газпром добыча Оренбург» [6]. От­бор проб воздуха в четырех ближайших к аварийному участку населенных пунктах показал, что концентрация углеводородов была в пределах 2,8–7,8 ПДК.

Следует отметить, что природный газ, загрязняющий воздушную среду, представляет серьезную угрозу здоровью человека, что определяется химическим составом данного многокомпонентного вещества.

2. риск воздействия природного газа на человекаРиск воздействия природного газа на человека обусловливается его концентра­цией в воздушной среде, метеорологиче­скими условиями во время аварийного выброса вещества и т.д. Как уже отмеча­лось, основным компонентом природного газа является метан, вещество без запаха, токсическое действие которого в обычных условиях определяется, главным образом, возникновением недостатка кислорода в воздушной среде. Так, накопление метана в воздухе до 25–30%, соответствующее

трубопроводный транспорт [теория и практика] экологияпрактика

47№ 5 (21) октябрь 2010

снижению в нем содержания кислорода с 21 до 15–16%, сопровождается отчетли­выми признаками кислородного голода­ния в виде учащения пульса, нарушения координаций движений и т.д. [7]. Острые отравления метаном вызывают головную боль, тошноту, боли в области сердца и т.д. Другие углеводородные составляющие природного газа — также вещества без запаха: этан способен вызывать наркоз, а интоксикация пропаном и бутаном приводит к летальному исходу вследствие сердечных нарушений и отека легких. Однако для следующей составляющей природного газа — сероводорода — харак­терен запах «тухлых яиц» с его порогом значительно ниже токсического уровня [8]. Так, порог обонятельного ощуще­ния сероводорода находится в пределах 0,01–0,03 мг/м3, ощутимый его запах отмечается при содержании в воздухе в пределах 1,4–2,3 мг/м3, значительный — при 4 мг/м3, тошнотворный — при 7–11 мг/м3. При концентрации сероводорода в воздушной среде 150–1500 мг/м3 на­ступает паралич обонятельного центра, ощущается металлический вкус во рту, от­мечаются головная боль и тошнота и т.д. При концентрации сероводорода в воз­духе выше 1500 мг/м3 может наступить смерть почти мгновенно из­за паралича дыхательного центра.

Так, в 2005 г. в с. Бердянка Оренбург­ской области произошло отравление лю­дей нефтяным попутным газом [9]. При этом анализ показал высокую концентра­цию сероводорода (20 ПДК) в атмосфер­ном воздухе в условиях наблюдавшейся в это время штилевой погоды. Причиной загрязнения воздуха явился несанкцио­нированный доступ к нефтепроводу ЗАО «Сервиснефтегаз» с целью хищения перекачиваемого содержимого. В том же году в Терском районе Кабардино­Балкарской Республики было отмечено массовое отравление людей вследствие загрязнения атмосферного воздуха также нефтяным попутным газом в результате нарушения технологического процесса при расконсервировании скважины неф­тяного месторождения [10]. В воздухе трех сел, расположенных вблизи данного месторождения, концентрация серово­дорода оказалась в пределах 82,5–111,0 ПДК. Анализ проб воздуха, проведенный спустя несколько дней, показал все еще высокое содержание сероводорода, со­ставившее 40–48 ПДК.

Как видно из вышеизложенного, риск воздействия природного газа на человека даже в условиях населенных пунктов, т.е. в открытой воздушной среде может характеризоваться его интоксикацией. Между тем проблема аварийных выбро­сов природного газа решается заблаго­временным проведением целого ком­плекса профилактических мер.

Существуют подходы по предотвра­щению и диагностике утечек природ­ного газа при его магистральном транспорте, позволяющие уменьшить вероятность возникновения рисков аварийных выбросов газа. Так, одним из способов, предотвращающих утечки газа, является гладкостное (полиамид­ное или бессольвентное эпоксидное) покрытие внутренней полости газопро­водов, основное назначение которого состоит в обеспечении ее защиты от коррозии и уменьшении потерь при трении транспортируемого сырья. В результате достигается существенное сокращение эксплуатационных затрат, что в свою очередь позволяет снизить объемы выбросов вредных веществ на компрессорных станциях, а также

3. профилактические меры по решению проблемы аварийных выбросов природного газаАнализ опубликованных данных по­казал, что основным путем решения проблемы аварийных выбросов природ­ного газа, в частности в газовой про­мышленности, являются профилакти­ческие меры, реализуемые посредством проведения на газопроводах планово­ремонтных работ и диагностики их структурной целостности и деформации. При этом должны быть максимизиро­ваны как объемы проводимых планово­ремонтных и диагностических работ при выполнении самого плана транспорта газа в рамках выделенного лимита времени и средств, так и технически возможная производительность при фиксированном объеме этих работ [1].

Как известно, большую опасность в возникно-вении аварийных вы-бросов природного газа представляют утечки в газотранспортной си-стеме, приводящие не-редко к воспламенению газа и возникновению взрывов и пожаров. При этом вероятность уте-чек газа и связанных с ними рисков его ава-рийных выбросов резко возрастает с увеличени-ем возраста газопрово-дов, особенно в интер-вале 30–40 и более лет.

сохранить качество транспортируемого природного газа и увеличить пропуск­ную способность газопровода.

Другим способом снижения утечек природного газа является диагностика структурной целостности и деформации газопроводов. Современные системы диагностики могут играть важную роль при оценке деформации трубопроводов. Они способствуют разработке новых требований к проекту, сокращению капиталовложений и повышению на­дежности работающих газопроводов. Как известно, неравномерное смещение грунтов в силу их местной неустойчиво­сти представляет основную опасность для структурной целостности трубы, что ранее оказало решающее влияние на разработку способов проектирования заглубленных газопроводов.

Деформация газопроводов может возникать при их хранении, транспор­тировке, строительстве и эксплуатации. Так, при транспортировке труб нередко происходит их деформация в результате так называемого усталостного растре­скивания материала, т. е. постепенного накопления повреждений под действием переменных (циклических) напряже­ний. Усталостное растрескивание ма­териала труб обычно связано с такими поверхностными повреждениями, как абразивный износ, зазубрины и т.д., приводящие, кроме того, к коррозии.

В таблице 1 приведена информа­ция, касающаяся отдельных аварий с газопроводами. Все аварии произошли при гидравлических испытаниях, при этом диаметр труб варьировал от 168 до 762 мм, толщина стенки менялась от 4,0 до 12,7 мм. Марка стали варьировала от Х42 до Х70 и ХБО, в пяти случаях трубы были сварными, в двух — бесшовными и в один­надцати — электросварными. Отношение диаметра к толщине стенки варьировало от 28,0 до 85,9. В шести случаях трубы транспортировались по железной до­роге и в двенадцати — на морских судах. Как оказалось, в теле труб преобладало растрескивание, связанное, чаще всего, с их поверхностными повреждениями. Вто­рыми по встречаемости были трещины на концах труб, часто не связанные с очевид­ными поверхностными повреждениями и обычно обнаруживаемые рентгенографи­ей кольцевого шва. Как оказалось, трещи­ны при авариях были продольные и почти неизменно инициировались и развивались как с внутренней, так и наружной поверх­ностей, что является характерной особен­ностью усталостного растрескивания труб при их транспортировке.

Между тем деформация любой формы на трубе обычно определяется с помощью так называемых:

1) «закрепляемых» приборов — геоде­зических реек, тензометров и волоконно­

экологияпрактика

48 трубопроводный транспорт [теория и практика]

трубопроводный транспорт [теория и практика] экологияпрактика

49№ 5 (21) октябрь 2010

оптических устройств и 2) приборов «дистанционного» измерения — радио­локационных установок, устройств для определения чувствительности на на­магничивание и гидроакустических си­стем. Диагностика внутренней полости газопроводов предполагает применение приборов, вставляемых в контрольные ерши для записи данных, определения профиля наклона и кривизны трубы по мере движения прибора.

Статистика аварийных ситуаций на газопроводах позволяет количественно оценить вероятность возникновения утечек, а также определить их возмож­ные объемы. Кроме того, анализ подоб­ных ситуаций дает возможность выявить степень влияния различных факторов на вероятность возникновения утечек и их объемы. Так,

Обработка статистических данных позволила оценить частоту возникнове­ния утечек на газопроводах по разным причинам. На рисунке 1 представлены кривые, характеризующие изменения количества утечек газа, отнесенных к одному километру протяженности газо­провода и году эксплуатации. Как видно, в середине 1970­х годов воздействие техногенных факторов и окружающей среды было доминирующей причиной разрывов газопроводов, а следователь­но — утечек газа. Однако с середины 1980­х годов основной причиной утечек газа в газопроводах стали дефекты их ма­териала и коррозия. Вероятность возник­новения утечек газа по этим причинам примерно в 10 раз превышает вероят­ность возникновения утечек вследствие воздействия техногенных факторов. И в последующие годы преобладающими причинами возникновения аварийных

uuанализ утечек на маги­стральных газопроводах диаметром не менее 400 мм позволил выявить пять основ­ных причин утечек газа:

l дефекты материала, которые могут быть обусловлены как развитием уже существу-ющих изъянов в нем, так и образованием новых в процессе изготовления труб и сооружений газопроводов (изъяны сварки, слоистость труб и т.д.);

l коррозия, влекущая за собой потерю металла стенок газопроводов в процессе их эксплуатации;

l ошибки оператора в процессе эксплуата-ции и технического обслуживания газо-проводов;

l воздействие техногенных факторов (например, землеройного оборудования для прокладки газопроводов);

l воздействие окружающей среды (напри-мер, осадка грунта в результате сильных дождей и т.д.).

1. Управление эколо-гическими рисками в газовой промышлен-ности. / В.В. Русакова [и др.]. М. : Газпром ВНИИГАЗ, 2009. 200 с.2. Ованесянц А.М., Красильникова Т.А., Сегида И.Н. О за-грязнении природной среды и радиацион-ной обстановке на тер-ритории Российской Федерации в октябре 2005 г. // Метеоро-логия и гидрология. 2006. № 1. С. 114–119.3. Ованесянц А.М., Красильникова Т.А., Сегида И.Н. О за-грязнении природной среды и радиацион-ной обстановке на тер-ритории Российской Федерации в июне 2006 г. // Метеоро-логия и гидрология. 2006. № 9. С. 99–105.4. Ованесянц А.М., Красильникова Т.А., Иванов А.Б. О за-грязнении природной среды и радиацион-ной обстановке на тер-ритории Российской Федерации в июне 2007 г. // Метеоро-логия и гидрология. 2007. № 9. С. 100–105.5. Ованесянц А.М., Красильникова Т.А., Иванов А.Б. О за-грязнении природной среды и радиацион-ной обстановке на тер-ритории Российской Федерации в сентябре 2007 г. // Метеоро-

логия и гидроло-гия. 2007. № 12. С. 101–105.6. Ованесянц А.М., Красильникова Т.А., Иванов А.Б. О за-грязнении природной среды и радиацион-ной обстановке на тер-ритории Российской Федерации в феврале 2010 г. // Метеоро-логия и гидрология. 2010. № 5. С. 100-107.7. Вредные хими-ческие вещества. Углеводороды. Галогенпроизводные углеводородов. Л. : Химия, 1990. 732 с.8. Боев В.М., Сет-ко Н.П. Сернистые соединения природно-го газа и их действие на организм. М. : Ме-дицина, 2001. 216 с.9. Ованесянц А.М., Красильникова Т.А., Летников Б.С. О за-грязнении природной среды и радиацион-ной обстановке на тер-ритории Российской Федерации в феврале 2005 г. // Метеоро-логия и гидрология. 2005. № 5. С. 96-101.10. Ованесянц А.М., Красильникова Т.А., Летников Б.С. О за-грязнении природной среды и радиацион-ной обстановке на тер-ритории Российской Федерации в апреле 2005 г. // Метеоро-логия и гидрология. 2005. № 7. С. 103-108.

762×9,5

273×6,4

508×6,4

324×6,4

219×6,4

219×5,2

356×12,7

219×4,8

406×6,4

324×5,4

406×8,7

168×4,8

168×4,0

610×7,1

406×12,7

219×6,4

219×4,8

508×11,1

Дефекты материала

Коррозия

Ошибки оператора

Воздействие техногенных факторов

Воздействие окружающей среды

Дефекты материала

Коррозия

Ошибки оператора

Воздействие техногенных факторов

Воздействие окружающей среды

Х56

Х52

Х52

Х52

Х46

Х42

Х42

Х46

Х60

Х60

Х56

Х42

Х46

ХБО

Х65

Х42

Х42

Х70

СТ

БШ

СТ

ЭСТ

ЭСТ

ЭСТ

ЭСТ

ЭСТ

ЭСТ

ЭСТ

БШ

ЭСТ

ЭСТ

СТ

СТ

ЭСТ

ЭСТ

СТ

14,7

8,8

8,8

2,0

2,0

0,56

0,86

0,83

0,45

0,17

0,20

0,08

0,15

0,41

0,20

0,24

0,06

0,02

0,14

0,63

80,2

42,7

79,4

50,6

34,2

42,1

28,0

45,6

63,4

60,0

46,7

35,0

42,0

85,9

32,0

34,2

45,6

45,8

жД

жД

С

жД

С

С

С

С

жД

жД

С

С

жД

С

С

С

С

С

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

Номер аварии

Причина утечки

Причина утечки

Диаметр × толщина стенки, мм

Марка стали

Тип трубы

Вероятность утечки, 10–5 / (км.год)

Относительная вероятность утечки0–70 т 70–300 т >300 т

Отношение диаметра к толщине стенки

Способ перевозки

таблица 1

таблица 2

таблица 3

таблица 1. Аварии газопроводов при гидравлических испы-таниях (Тип трубы: СТ — сварные трубы; БШ — бесшовные трубы; эСТ — электро-сварные трубы. Способ перевозки: ЖД — железнодорожный; С — на судах)

таблица 2. Причины и вероятность утечек газа на магистральных газопроводах

таблица 3. Относи-тельная вероятность возникновения утечек газа по различным причинам

выбросов природного газа постепенно стали дефекты материала и коррозия газопроводов. При этом наблюдалась общая тенденция постепенного увели­чения общего количества утечек газа на протяжении первых 15 лет, хотя эти изменения не столь существенны, как изменения количества утечек по отдель­но взятым категориям причин аварий. Существующая в начале 1990­х годов тенденция к снижению числа утечек сменилась их ростом в 2000­е годы.

По статистическим данным за по­следний период эксплуатации газопро­водов была определена вероятность воз­никновения утечек газа по отдельным категориям причин, представляющая собой количество утечек газа, приходя­щихся на один километр в год (таблица 2). Следует отметить, что в последние годы отсутствуют утечки газа, возникаю­щие вследствие воздействия техноген­ных факторов и окружающей среды, что должно было бы означать нулевую вероятность возникновения утечек по этим причинам. Но, поскольку в про­шлом подобные утечки имели место, то эта вероятность оценивалась числом от­личным от нуля и поэтому для этих двух категорий причин приводятся средние значения расчетной вероятности.

Одной из характерных особенностей транспорта газа является вероятность потери очень большого его количества в случае возникновения утечек. При этом возможны два подхода к оценке вероят­ных размеров утечек газа: 1) на основе статистических данных за прошедший период времени и 2) детерминирован­ного метода, при котором моделиру­ется поток газа в месте его утечки и продолжительность применительно к конкретным размерам этого процесса. В ходе проведенного анализа был выбран первый подход, опирающийся на стати­стику за прошедший период времени, что выразилось в составлении гистограммы,

характеризующей распределение разме­ров утечек газа с максимальным зареги­стрированным значением (4000 т) с использованием распределения Пуас­сона, т.е. распределения вероятностей случайной величины со значениями от нуля до n (рисунок 2). Чтобы выявить зависимость вероятности возникнове­ния утечек газа различных размеров от перечисленных выше причин, все утечки были разбиты на три категории: неболь­шие (0–70 т), средние (70–300 т) и большие (>300 т). В таблице 3 приве­дены данные, характеризующие отно­сительную вероятность возникновения утечек газа по различным причинам. Как видно, при коррозионных повреждениях газопроводов наиболее вероятны неболь­шие утечки газа. Это объясняется тем, что например питтинговая коррозия, т.е. выкрашивание частиц металла в порах, раковинах и трещинах, сопровождается образованием сравнительно небольших отверстий в стенках газопровода, что и ограничивает размеры утечек газа. С дру­гой стороны, при авариях, обусловлен­ных воздействием окружающей среды, наиболее вероятны большие утечки газа.

Несмотря на то, что экономические и геоэкологические последствия утечек газа при его транспорте определяются, прежде всего, масштабами этих процес­сов, это еще не означает, что принимая меры по их предотвращению, необходи­мо иметь в виду причины, приводящие к возникновению больших утечек. В равной степени важное значение имеет также частота повторения утечек газа по той или иной причине. Так, если учесть частоту повторения утечек газа, то ока­жется, что вероятность возникновения больших утечек вследствие дефектов материала вдвое превышает вероят­ность возникновения таких же утечек по всем причинам, вместе взятым. На следующем месте по вероятности воз­никновения больших утечек газа стоят

воздействие техногенных факторов и ошибки оператора. Причина, по которой доминирующую роль в возникновении больших утечек газа играют дефекты материала трубы, может заключаться в том, что присутствующие в ней изъяны в виде трещин могут при авариях распро­страняться далеко за пределы своих первоначальных границ, что приводит к значительным разрывам газопроводов.

Таким образом, проблема аварийных выбросов природного газа, имеющих высокий риск воздействия на человека, может решаться заблаговременным принятием профилактических мер, заключающихся в проведении планово­ремонтных работ на газопроводах и диагностике их структурной целостно­сти и деформации. При этом, как ранее уже отмечалось, важно максимизиро­вать как объемы проводимых планово­ремонтных и диагностических работ при условии выполнения самого плана транспорта газа в рамках выделенного лимита времени и средств, так и техни­чески возможную производительность при фиксированном объеме этих работ.

рисунок 1. Характеристика изменения числа утечек газа, отнесенных к 1 км магистрального газо-провода и году эксплуатации по разным причинам:1 – общее число утечек; 2 – дефекты материала и коррозия; 3 – ошибки оператора; 4 – воздействие техногенных

факторов; 5 – воздействие окружающей среды.

рисунок 2

Число утечек

30

25

20

15

10

5

0

рисунок 2. Гисто-грамма, характеризу-ющая распределение размеров утечек газа

Размер утечки, т

0–100

100–500

500–2000

2000–4000

рисунок 1

Число утечек / (км.год)

6.10–4

5.10–4

4.10–4

3.10–4

2.10–4

1.10–4

1976 1978 1980 1984 1986 1988 1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004

Годы

1

2

3

4

5

экологияпрактика

48 трубопроводный транспорт [теория и практика]

трубопроводный транспорт [теория и практика] экологияпрактика

49№ 5 (21) октябрь 2010

оптических устройств и 2) приборов «дистанционного» измерения — радио­локационных установок, устройств для определения чувствительности на на­магничивание и гидроакустических си­стем. Диагностика внутренней полости газопроводов предполагает применение приборов, вставляемых в контрольные ерши для записи данных, определения профиля наклона и кривизны трубы по мере движения прибора.

Статистика аварийных ситуаций на газопроводах позволяет количественно оценить вероятность возникновения утечек, а также определить их возмож­ные объемы. Кроме того, анализ подоб­ных ситуаций дает возможность выявить степень влияния различных факторов на вероятность возникновения утечек и их объемы. Так,

Обработка статистических данных позволила оценить частоту возникнове­ния утечек на газопроводах по разным причинам. На рисунке 1 представлены кривые, характеризующие изменения количества утечек газа, отнесенных к одному километру протяженности газо­провода и году эксплуатации. Как видно, в середине 1970­х годов воздействие техногенных факторов и окружающей среды было доминирующей причиной разрывов газопроводов, а следователь­но — утечек газа. Однако с середины 1980­х годов основной причиной утечек газа в газопроводах стали дефекты их ма­териала и коррозия. Вероятность возник­новения утечек газа по этим причинам примерно в 10 раз превышает вероят­ность возникновения утечек вследствие воздействия техногенных факторов. И в последующие годы преобладающими причинами возникновения аварийных

uuанализ утечек на маги­стральных газопроводах диаметром не менее 400 мм позволил выявить пять основ­ных причин утечек газа:

l дефекты материала, которые могут быть обусловлены как развитием уже существу-ющих изъянов в нем, так и образованием новых в процессе изготовления труб и сооружений газопроводов (изъяны сварки, слоистость труб и т.д.);

l коррозия, влекущая за собой потерю металла стенок газопроводов в процессе их эксплуатации;

l ошибки оператора в процессе эксплуата-ции и технического обслуживания газо-проводов;

l воздействие техногенных факторов (например, землеройного оборудования для прокладки газопроводов);

l воздействие окружающей среды (напри-мер, осадка грунта в результате сильных дождей и т.д.).

1. Управление эколо-гическими рисками в газовой промышлен-ности. / В.В. Русакова [и др.]. М. : Газпром ВНИИГАЗ, 2009. 200 с.2. Ованесянц А.М., Красильникова Т.А., Сегида И.Н. О за-грязнении природной среды и радиацион-ной обстановке на тер-ритории Российской Федерации в октябре 2005 г. // Метеоро-логия и гидрология. 2006. № 1. С. 114–119.3. Ованесянц А.М., Красильникова Т.А., Сегида И.Н. О за-грязнении природной среды и радиацион-ной обстановке на тер-ритории Российской Федерации в июне 2006 г. // Метеоро-логия и гидрология. 2006. № 9. С. 99–105.4. Ованесянц А.М., Красильникова Т.А., Иванов А.Б. О за-грязнении природной среды и радиацион-ной обстановке на тер-ритории Российской Федерации в июне 2007 г. // Метеоро-логия и гидрология. 2007. № 9. С. 100–105.5. Ованесянц А.М., Красильникова Т.А., Иванов А.Б. О за-грязнении природной среды и радиацион-ной обстановке на тер-ритории Российской Федерации в сентябре 2007 г. // Метеоро-

логия и гидроло-гия. 2007. № 12. С. 101–105.6. Ованесянц А.М., Красильникова Т.А., Иванов А.Б. О за-грязнении природной среды и радиацион-ной обстановке на тер-ритории Российской Федерации в феврале 2010 г. // Метеоро-логия и гидрология. 2010. № 5. С. 100-107.7. Вредные хими-ческие вещества. Углеводороды. Галогенпроизводные углеводородов. Л. : Химия, 1990. 732 с.8. Боев В.М., Сет-ко Н.П. Сернистые соединения природно-го газа и их действие на организм. М. : Ме-дицина, 2001. 216 с.9. Ованесянц А.М., Красильникова Т.А., Летников Б.С. О за-грязнении природной среды и радиацион-ной обстановке на тер-ритории Российской Федерации в феврале 2005 г. // Метеоро-логия и гидрология. 2005. № 5. С. 96-101.10. Ованесянц А.М., Красильникова Т.А., Летников Б.С. О за-грязнении природной среды и радиацион-ной обстановке на тер-ритории Российской Федерации в апреле 2005 г. // Метеоро-логия и гидрология. 2005. № 7. С. 103-108.

762×9,5

273×6,4

508×6,4

324×6,4

219×6,4

219×5,2

356×12,7

219×4,8

406×6,4

324×5,4

406×8,7

168×4,8

168×4,0

610×7,1

406×12,7

219×6,4

219×4,8

508×11,1

Дефекты материала

Коррозия

Ошибки оператора

Воздействие техногенных факторов

Воздействие окружающей среды

Дефекты материала

Коррозия

Ошибки оператора

Воздействие техногенных факторов

Воздействие окружающей среды

Х56

Х52

Х52

Х52

Х46

Х42

Х42

Х46

Х60

Х60

Х56

Х42

Х46

ХБО

Х65

Х42

Х42

Х70

СТ

БШ

СТ

ЭСТ

ЭСТ

ЭСТ

ЭСТ

ЭСТ

ЭСТ

ЭСТ

БШ

ЭСТ

ЭСТ

СТ

СТ

ЭСТ

ЭСТ

СТ

14,7

8,8

8,8

2,0

2,0

0,56

0,86

0,83

0,45

0,17

0,20

0,08

0,15

0,41

0,20

0,24

0,06

0,02

0,14

0,63

80,2

42,7

79,4

50,6

34,2

42,1

28,0

45,6

63,4

60,0

46,7

35,0

42,0

85,9

32,0

34,2

45,6

45,8

жД

жД

С

жД

С

С

С

С

жД

жД

С

С

жД

С

С

С

С

С

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

Номер аварии

Причина утечки

Причина утечки

Диаметр × толщина стенки, мм

Марка стали

Тип трубы

Вероятность утечки, 10–5 / (км.год)

Относительная вероятность утечки0–70 т 70–300 т >300 т

Отношение диаметра к толщине стенки

Способ перевозки

таблица 1

таблица 2

таблица 3

таблица 1. Аварии газопроводов при гидравлических испы-таниях (Тип трубы: СТ — сварные трубы; БШ — бесшовные трубы; эСТ — электро-сварные трубы. Способ перевозки: ЖД — железнодорожный; С — на судах)

таблица 2. Причины и вероятность утечек газа на магистральных газопроводах

таблица 3. Относи-тельная вероятность возникновения утечек газа по различным причинам

выбросов природного газа постепенно стали дефекты материала и коррозия газопроводов. При этом наблюдалась общая тенденция постепенного увели­чения общего количества утечек газа на протяжении первых 15 лет, хотя эти изменения не столь существенны, как изменения количества утечек по отдель­но взятым категориям причин аварий. Существующая в начале 1990­х годов тенденция к снижению числа утечек сменилась их ростом в 2000­е годы.

По статистическим данным за по­следний период эксплуатации газопро­водов была определена вероятность воз­никновения утечек газа по отдельным категориям причин, представляющая собой количество утечек газа, приходя­щихся на один километр в год (таблица 2). Следует отметить, что в последние годы отсутствуют утечки газа, возникаю­щие вследствие воздействия техноген­ных факторов и окружающей среды, что должно было бы означать нулевую вероятность возникновения утечек по этим причинам. Но, поскольку в про­шлом подобные утечки имели место, то эта вероятность оценивалась числом от­личным от нуля и поэтому для этих двух категорий причин приводятся средние значения расчетной вероятности.

Одной из характерных особенностей транспорта газа является вероятность потери очень большого его количества в случае возникновения утечек. При этом возможны два подхода к оценке вероят­ных размеров утечек газа: 1) на основе статистических данных за прошедший период времени и 2) детерминирован­ного метода, при котором моделиру­ется поток газа в месте его утечки и продолжительность применительно к конкретным размерам этого процесса. В ходе проведенного анализа был выбран первый подход, опирающийся на стати­стику за прошедший период времени, что выразилось в составлении гистограммы,

характеризующей распределение разме­ров утечек газа с максимальным зареги­стрированным значением (4000 т) с использованием распределения Пуас­сона, т.е. распределения вероятностей случайной величины со значениями от нуля до n (рисунок 2). Чтобы выявить зависимость вероятности возникнове­ния утечек газа различных размеров от перечисленных выше причин, все утечки были разбиты на три категории: неболь­шие (0–70 т), средние (70–300 т) и большие (>300 т). В таблице 3 приве­дены данные, характеризующие отно­сительную вероятность возникновения утечек газа по различным причинам. Как видно, при коррозионных повреждениях газопроводов наиболее вероятны неболь­шие утечки газа. Это объясняется тем, что например питтинговая коррозия, т.е. выкрашивание частиц металла в порах, раковинах и трещинах, сопровождается образованием сравнительно небольших отверстий в стенках газопровода, что и ограничивает размеры утечек газа. С дру­гой стороны, при авариях, обусловлен­ных воздействием окружающей среды, наиболее вероятны большие утечки газа.

Несмотря на то, что экономические и геоэкологические последствия утечек газа при его транспорте определяются, прежде всего, масштабами этих процес­сов, это еще не означает, что принимая меры по их предотвращению, необходи­мо иметь в виду причины, приводящие к возникновению больших утечек. В равной степени важное значение имеет также частота повторения утечек газа по той или иной причине. Так, если учесть частоту повторения утечек газа, то ока­жется, что вероятность возникновения больших утечек вследствие дефектов материала вдвое превышает вероят­ность возникновения таких же утечек по всем причинам, вместе взятым. На следующем месте по вероятности воз­никновения больших утечек газа стоят

воздействие техногенных факторов и ошибки оператора. Причина, по которой доминирующую роль в возникновении больших утечек газа играют дефекты материала трубы, может заключаться в том, что присутствующие в ней изъяны в виде трещин могут при авариях распро­страняться далеко за пределы своих первоначальных границ, что приводит к значительным разрывам газопроводов.

Таким образом, проблема аварийных выбросов природного газа, имеющих высокий риск воздействия на человека, может решаться заблаговременным принятием профилактических мер, заключающихся в проведении планово­ремонтных работ на газопроводах и диагностике их структурной целостно­сти и деформации. При этом, как ранее уже отмечалось, важно максимизиро­вать как объемы проводимых планово­ремонтных и диагностических работ при условии выполнения самого плана транспорта газа в рамках выделенного лимита времени и средств, так и техни­чески возможную производительность при фиксированном объеме этих работ.

рисунок 1. Характеристика изменения числа утечек газа, отнесенных к 1 км магистрального газо-провода и году эксплуатации по разным причинам:1 – общее число утечек; 2 – дефекты материала и коррозия; 3 – ошибки оператора; 4 – воздействие техногенных

факторов; 5 – воздействие окружающей среды.

рисунок 2

Число утечек

30

25

20

15

10

5

0

рисунок 2. Гисто-грамма, характеризу-ющая распределение размеров утечек газа

Размер утечки, т

0–100

100–500

500–2000

2000–4000

рисунок 1

Число утечек / (км.год)

6.10–4

5.10–4

4.10–4

3.10–4

2.10–4

1.10–4

1976 1978 1980 1984 1986 1988 1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004

Годы

1

2

3

4

5

Теоретически любая неуправляемая система саморазрушается, так как управление по боль-шей части связано с рас пре делением – выде-лением ресурсов. Отсут-ствует управление – нет ресурсов.

менеджменткачествапрактика

50 трубопроводный транспорт [теория и практика]

встроенное качество проектирования при управлении изменениями

Менеджмент качества в сущности — это специфическая технология управ­ления производством, реализацией товаров и услуг и послепродажным обслуживанием, направленная на обеспечение их высоких потребительских свойств и получение прибыли, описанная в стандарте ISO 9001 и закреплен­ная во внутренней корпоративной культуре организации (во всем многооб­разии установившихся в организации отношений и связей между испол­нителями, менеджерами, подразделениями, в технологии производства, деловом этикете, в накопленной информации и опыте, навыках и знаниях персонала, в наработанных когнитивно­бихевиоральных моделях эффектив­ного, полезного для организации поведения; во внутренних нормативных документах), находящаяся в непременно продуктивных, даже гармоничных, взаимоотношениях с внешней средой (рынок, потребители, поставщики, стейкхолдеры в целом, общество, государство, природная среда), подтверж­денных положительным финансовым балансом, обеспеченная ресурсами (финансы, люди, механизмы, информация и ее источники, каналы комму­никации, сырье, заготовки, поставки в целом, услуги, лояльность потреби­телей и заинтересованных лиц, административный ресурс, нематериальные активы, интеллектуальная собственность, бренд, убеждения персонала), достаточными для ее воплощения и постоянного улучшения.

Дисбаланс в каком­либо из звеньев обозначенного массива (конгломе­рата), как правило, вызывает сбои в системе обеспечения качества (в состав системы входят вышеописанные технология плюс внешняя среда и связи с ней, ресурсы).

Возмущающим фактором по отношению к системе являются не только финансовые кризисы. Это могут быть и смена конъюнктуры рынка, из­менение вкусов потребителей и политические преобразования (например, отмена­ввод таможенных барьеров), истощение ресурсов для занятого

Для поддержания жизнедеятельности любой системы ресурсы остро необходи­мы, без них система никак не проявляет себя во внешней среде, не достигает целей. Для поддержания сложных си­стем (организации входят в их число) необходимо много ресурсов, которые расходуются на погашение/нейтрали­зацию разбалансирующих флуктуаций множества элементов их составляющих и на реализацию целей систем. В дан­ном случае целями системы являются выпуск качественных товаров и услуг и получение прибыли.

Управление изменениями — это про­цесс, который необходим сегодня органи­зациям. Специальные инструменты для реализации данного процесса — управле­ние конфигурацией [2], управление про­ектами [3], управление инновациями [4],

Г.П.ФедотовКандидат техничес-ких наук, доцент, начальник Техничес-кого управления ИТ, формирования и комплектации НТП ЗАО «ВНИИСТ-Нефтегазпроект», Москва

организацией сектора/ниши, дефицит трудовых ресурсов, ошибки в стратегии, потеря мотивации и сбои в системе ме­неджмента качества или что­то иное.

В период финансового кризиса выжи­вают те организации, которые оператив­но трансформируются под изменения потребительского спроса и/или умеют этот спрос формировать (агрессивная реклама, создание товаров и услуг с рас­ширенным спектром потребительских качеств по равной цене, создание новых потребительских качеств). Первое весь­ма непросто ввиду сложности системы, которую надо постоянно трансформиро­вать; второе требует значительных фи­нансовых и интеллектуальных ресурсов, которыми предприятия не всегда рас­полагают. При существовании органи­зации в быстро меняющейся внешней среде на передний план выходят дина­мичность системы, динамика управляе­мых преобразований.

lменеджмент качества, встроенное каче-ство, инновации, управление, динамика, процесс, изменения, знания, корпоратив-ная культура;

lquality management, built-in quality, innovation, management, dynamics, process, change, knowledge, corporate culture

uuКлючевые слова / Key words:

Мы продолжаем обсуждение темы менеджмента качества в кризисный период, начатое в предыдущих номерах нашего журнала: в №3(19) 2010 публикацией Г.П.Федотова «К вопросу о месте стандарта IsO 9001:2008 в системах управ-ления (опыт системного анализа)» и статьей «Подсистема управления иннова-циями в системах менеджмента качества» в №4 (20) 2010. В кризис необходим расширенный набор инструментов и более глубокое, по сравнению с традиционным, видение проблем менеджмента качества. Как ключевой фактор успешной деятельности в период обострения конкурен-ции рассматривается интегрированное управление качеством и изменениями. Представлена рыночная модель качества и перечень элементов встроенного качества для проектирования, применение которых потенциально может обеспечить оптимизацию затрат на качество и реализацию концепций «встроенного качества» и «надлежащей производственной практики» (GMP).

1 Автор считает, что в этом перечне должно быть и ограничение на дли-тельность неуправляемого периода деградации предприятия.

трубопроводный транспорт [теория и практика] менеджменткачествапрактика

51№ 5 (21) октябрь 2010

рисунок 1. Модель управле-ния изменениями в нотации IDEF0 (проектно-процессный подход): а — контекстная диаграмма; б — родительская диаграмма

1а

1б

Организационная культура

Стандарты управления, качества, этики, безопасности

Персонал

Операции

Конфигурации

Закупки

Организационная культура

Организационная структура

Информация для клиентов, запросы удовлетворенности

Новая продукция и услуги

Маркетинговая информация

Инфраструктура, производственная среда

Персонал Инфраструктура, производственная среда

Техника, ПО

Новая организационная структура

Новая организационная культураКоманда

проекта

Инновационный проект

Стандарты управления, качества, этики, безопасностиИнновационный проект

Маркетинговая информация

Операции

Конфигурации

Организационная структура

Закупки Информация для клиентов, запросы удовлетворенности

Новая продукция и услуги

Процессы

Информация о продукте и технологии

Отфильтрованная, защищенная информация о продукции и технологии

Управляющие воздействия

Техника, ПО

u

u u uu u u

u

u

uu

u

u

u

u

u

u u

u

u

u

u

u

u

u

u

u

u

u

u

u

u

u

u

u

u

u u

u

u

менеджмент качества и постоянное улуч­шение [5], антикризисное управление [6], управление знаниями [7], управление ор­ганизационной культурой [8], управление рисками [9], ориентация на общественные ценности (этика, состояние окружающей среды) [10], управление непрерывностью бизнеса и информационной безопасно­стью [11]. Модель процесса управления изменениями представлена на рисунке 1. Последние три из перечисленных инстру­ментов накладывают ограничения на пре­образования с целью обеспечения сохран­ности/непрерывности бизнеса: l этические ограничения во взаимодей­

ствиях с внешней средой и во внутрен­ней среде;

l допустимые риски; l ограничения на распространение ин­

формации 1 (особенно о ноу­хау). Добавим, что управлять изменениями

мало, надо еще знать, куда они должны быть направлены. Это главный вопрос.

Управлять инновационным

проектом

А1

Гармонизировать выходы с внешней

средой

А6

Создать новую технологию

А2

u

Изменить организационную

структуру

А3

uСохранять,

накапливать, защищать

информацию, знания

А5

Выпускать новую продукцию,

услуги

А4

Управлять изменениями

А0

lповышение качества продукции за счет контроля на самом нижнем уровне (контроль оператором);

lсокращение издержек;

lповышение мотивации оператора и его ответственности на основе совладения процессом.

uu Назначение системы встроенного качества:

52 трубопроводный транспорт [теория и практика]

Кадры

Внутренняя

среда

Внешняя среда

Внешняя-

внутренняя среда

Предприятие

в целом

как система

Элементы встроенного качестваНоситель встроенного качества

lруководитель (знания, харизма, административный ресурс,

лояльные связи, ответственные решения, полномочия);

lисполнитель (знания, мотивированность, этические установки,

исполнительность, добросовестность, полномочия по качеству);

lсредства управления проектами, проектированием,

проектными данными, базами знаний, изменениями;

lсредства поддержки принятия решений;

lбазы знаний;

lтиповые проекты, типовые проектные решения, ТУ и ТТ;

lархив проектов-аналогов;

lВНД;

lвнутренний контроль и экспертиза, защита информации;

lсовременные программные средства проектирования

со встроенными готовыми проектными решениями

и механизмами самоконтроля;

lкомфортная производственная среда, инфраструктура;

lоформленные процессы, учтенные операции;

lлояльность потребителей и стейкхолдеров в целом;

lНД, ТЗ;

lГлавгосэкспертиза, экспертиза заказчика, строителя-

подрядчика, генпроектировщика, независимая экспертиза;

lпоставки (ПО, ПСД подрядчиков, информация, знания);

lбенчмаркинг, маркетинг, управление

клиентскими взаимоотношениями;

lединство целей системы, гармоничность целей с целями

надсистемы (управляющей компании, корпорации)4,

интегративный эффект, оргструктура, атлас процессов,

цикл PDCA, аудиты качества, производственная культура,

конфигурации, анализ со стороны руководства

таблица 1 Встроенное качество при проектировании

Некоторые рассматривают инновации как универсальное средство для преодоления кризиса. По мнению автора, требуется комплексный подход, основанный на более глубоком, по сравнению с традиционным, понимании проблем качества; на применении расширенного набора инструментов менеджера, в том числе инструментов, которые были перечислены выше, но не только. В период преобразований, когда ломается старая организаци­онная структура и перераспределяются ресурсы в пользу новых технологий, до их запуска и получения прибыли, предприятию необходим фундамент, резерв для осуществления модернизации. То есть необходимы дополнитель­ные инструменты обеспечения качества/обеспечения конкурентоспособно­сти в условиях дефицита ресурсов.

Рассмотрим понятия «встроенное качество» и «необходимый уровень качества», о которых упоминалось в первой статье данной серии [1].

Процессный подход (стандарт ISO 9001) обычно противопоставляют функциональному (в последнем случае во главе угла стоит подразделение, исполнитель), при этом «с водой чуть не выплескивают и ребенка» — опера­тора. Говорим везде о владельце процесса, а кто реализует процесс, вопло­щает, исполняет? Отсюда и неразбериха с управлением вообще: чем управ­ляем? Если убрать верхние уровни управления качеством, то что останется? Строим модель предприятия — получается, что управляем процессом, а внимательнее присмотримся (нижний уровень декомпозиции модели) — управляем оператором (исполнителем — инженером, техником, рабочим), а он — манипулирует рычагами, инструментами, клавиатурой компьютера 2 по алгоритмам из рабочих инструкций (письменных и устных), в соответ­ствии со своим умением, квалификацией, психологическими установками, мотивацией и убеждениями. Оператор — это неделимый элемент/атом встроенного качества. Японский принцип встроенного качества, менед­жмента качества на самых нижних уровнях организационной иерархии весьма прост, он накладывает понятные любому исполнителю ограничения в виде трех «не»: не принимай–не производи–не передавай брак. Опера­тору предоставлены права остановить не только свою операцию, но и весь процесс, если он убежден, что произошли отклонения и неполадки. Хоро­ший оператор — гарантия качества операции, которую он исполняет 3.

Система применена в автомобильном концерне Toyota, похожая система есть на заводах Audi. Помимо возможности остановки конвейера вручную, это могут сделать специальные устройства, мони­торящие неполадки. Основными элемен­тами встраивания качества являются «дзидока» (автономизация) и «андон» (сигнал, зовущий на помощь). Рабочее место оператора оборудуется фотоэле­ментами, фиксаторами, ограничителями так, что он физически не может совер­шить ошибку (система «пока­екэ» или «бака­екэ»).

Труд рядового проектировщика («оператора»), занятого проектировани­ем объектов строительства (в том числе уникальных, технически сложных и особо опасных), весьма существенно отличается от труда рабочего на конвейере, поэтому, на первый взгляд, технологию встроенно­го качества (в японском видении) нельзя скопировать и применить в проектирова­нии. Действительно, этого делать не надо. Важнее сама идеология, подход, метод.

менеджменткачествапрактика

2 это то, что касается управления производствен-ными и вспомогательными процессами. Об «управлении управлением» — управлении качеством, говорилось в предыдущей статье [1].

3 Добавим в этот список качественные механизмы, ресурсы, технологию. Отметим также, что есть еще одна пара, которую противопоставляют: «про-ектное управление»–«процессному управлению». это упрощенный подход. В сложных системах, в крупных организациях присутствует «процессно-проектное» управление. Типичный пример: мо-дель управления изменениями (см. рисунок 1).

4 Без общих целей СМК корпорации для всех ее подразделений (предприятий), в отдельных ее эле-ментах отсутствуют цели в области качества, согла-сованные со стратегическими целями корпорации, поэтому территория ее деятельности покрывается «лоскутным одеялом» из разрозненных проектов, нарушается требование системности (актуально для корпоративных проектных институтов — см. ссылку на литературу [5] в предыдущем номере — прим. автора)… При построении дерева целей и формулировании стратегии системы следует помнить, что цели системы и ее компонен-тов в смысловом и количественном значении, как правило, не совпадают. Однако все компоненты должны выполнять конкретную задачу по достиже-нию цели системы. Если без какого-либо компо-нента можно выполнить цель системы, значит, этот компонент лишний, надуманный или результат некачественной структуризации системы. это про-явление свойства эмерджентности системы [13].

Чем больше будет элементов встроен ного качества — тем ближе к идеалу может оказаться технология проектирования и выпускаемый по ней продукт (проектная документация).

В таблице 1 представлены выделенные автором элементы встроен­ного качества при проектировании. Разумеется, каждый из выделенных элементов требует отдельного исследования и обоснования, здесь же изложена методология. Проектирование как высокоинтеллектуальная созидательная деятельность всегда было на передовом рубеже техни­ческого прогресса. Не так давно еще не было стандартов менеджмента качества, а встроенное качество проектирования однозначно присут­ствовало. Например, сегодня с самого высокого уровня государственной иерархии стандартизации [12] пропагандируется матричная организаци­онная структура, как идеал, к которому надо стремиться, а в проектных организациях эта схема давно реализована и работает, проектировщик всегда управлялся матрицей «ГИП — начальники функциональных подразделений». Поэтому выделить элементы встроенного качества в проектировании не составило особого труда. В системе менеджмента качества ЗАО «ВНИИСТ­Нефтегазпроект» присутствовало большинство элементов, перечисленных в таблице 1. Как видно из таблицы, выде­ленные элементы отличаются от элементов встроенного качества при промышленном производстве. Это вызвано тем, что процессы производ­ства проектов на порядок сложнее, чем манипуляции на конвейере по сборке автомобилей. Проектирование — процесс во многом творческий, он скрыт от наблюдателя, его параметры трудно сиюминутно проконтро­лировать и оперативно остановить процесс, если требуется. Кроме того, набор операций, от проекта к проекту, меняется, поэтому повсеместно присутствует смешанное процессно­проектное управление, о котором упоминалось выше. Результаты процессов — результаты проектирования объектов в большинстве своем сказываются только по окончании про­ектирования (иногда через несколько лет) — при строительстве. То есть никто, кроме ГИП, главного инженера не придет и не остановит проекти­рование «на середине пути», как оператор у японцев. Поэтому результаты проектирования в гражданском строительстве зачастую проверяют на макетах, а в промышленном строительстве дело обстоит сложнее. Раз­виваются направления моделирования, имитации, симуляции поведения промышленных объектов. Развитие данного направления 5 валидации процессов проектирования — вопрос долгосрочной перспективы. Пока же, на взгляд автора, в проектировании сегодня актуален метод встраи­вания качества, усиленный при необходимости технологией управления качеством, применяемой во всем мире при изготовлении лекарственных средств, называемой «Good Manufacturing Practice» (GMP) — «Надлежа­щая производственная практика». Предприятие, взявшееся за выпуск медикамента, должно располагать оборудованием, сырьем, персоналом, однозначно гарантирующими воспроизводство запатентованного ориги­нала. Фармацевты вполне обоснованно считают, что качество не может быть дополнительно привнесено в лекарственный продукт после его про­изводства, оно должно быть встроено в сам процесс производства.

Применение элементов встроенного качества при проектировании, представленных в таблице 1, их постоянное совершенствование обеспе­чивают реализацию подобной концепции.

трубопроводный транспорт [теория и практика] менеджменткачествапрактика

53№ 5 (21) октябрь 2010

Концепция встроенного качества, концепция «надлежащей производ­ственной практики», по мнению автора, — это то, что может решить проблему гармонизации, интеграции системы менеджмента качества по стандарту ISO 9001 с другими подсистемами управления предприятием. Сегодня она оторвана, искусственно вычленена разработчиками стандар­та из системы менеджмента предприятия (или даже ставится над ней). Об этом говорится, например, в работах В.Г. Версана [13], Т.Конти6 [14], Г.П. Воронина и др. Если управление качеством станет частью технологии, то оно никогда «не выпадет» из общей системы менеджмента.

Встроенное качество потенциально может обеспечить минимальный уровень конкурентоспособности/качества продукции и услуг. Существен­но, чтобы этот уровень был не ниже минимально допустимого, «приемле­

мого уровня качества» (Acceptable Quality Level — AQL). Обычно его граница размы­та, т.к. постоянно меняется конъюнктура рынка, вкусы потребителей, их потребно­сти 7. На рисунке 2 представлена модель качества товаров и услуг, манипуляций качеством — «рыночных игр». Кривые 1–5 являются интегральными, т.е. каж­дая из них суммирует безразмерные уров­ни качества по каждому из потребитель­ских свойств/требований (характеристик товаров и услуг) по всему спектру N (они обозначены номерами 1,2,3…, n, N на оси абсцисс). Для продукции, услуг про­ектных организаций, в отличие от многих товаров и услуг, нижняя граница (мини­мальный допустимый уровень качества, «приемлемый уровень качества») опреде­лена довольно четко, она отчерчена требованиями стандартов, обязательных в части обеспечения безопасности (по­жарной, промышленной, экологической и др.) проектируемых объектов строитель­ства. Это облегчает понимание модели. Верхняя граница — это уровень качества, который по максимуму удовлетворяет абсолютно все требования8 (осознанные и неосознанные, высказанные и невы­сказанные, оформленные в стандартах и неоформленные), это идеал.

Достижение идеала, как известно, мероприятие дорогостоящее. Лимитирую­щим фактором здесь являются ресурсы (финансы, время, труд и т.д.). Поэтому обычно достижение идеала в планы про­изводителей не входит, они ограничива­ются неким субъективным «разумным уровнем», обеспечивающим конкуренто­способность товаров и услуг. Последнее легко проверяется практическим путем по величине поступающей выручки и числу рекламаций и исков. «Разумный уровень» плавает между двумя обозначенными границами и даже опускается ниже, что недопустимо9. Отметим, что интегральная

5 Они опять-таки тяготеют к периоду времени после окончания проектирования.

6 «Руководители предприятий должны понять, что не существует отдельной системы менеджмента качества продукции, или окружающей среды, или чего бы то ни было еще, а есть одна система менеджмента, составной частью которой являются принципы менеджмента качества (т.е. максими-зации ценности для потребителя и окружающих сторон и минимизация потребления ресурсов). Введение принципов менеджмента качества в общую систему означает введение их во все под-системы, связанные с потребителями, внутренними заинтересованными сторонами (персонал, руковод-ство), внешними заинтересованными сторонами (окружающая среда, общество)» [14].

7 Вспомним, что качество — это способность товаров и услуг удовлетворять требования потребителей.

8 N требований.

9 В проектировании защитным барьером от попа-дания в недопустимую область является государ-ственный контроль качества — государственная экспертиза.

54 трубопроводный транспорт [теория и практика]

кривая 2 короче кривой 1. Это показывает, что реально удовлетворяются не все идеальное (максимальное) число N требований. Например, про­ектировщик пользуется каким­то конечным числом стандартов n (что это оптимальное число, никто с уверенностью не может утверждать), а при статистических расчетах в промышленности пользуются доверительной вероятностью 0,95 и это подразумевает потенциальный уровень пятипро­центного брака, при негативном стечении обстоятельств. Таким образом, число N — это вторая граница, отображающая идеал качества, наряду с его верхней границей, очерченной сверху кривой 1.

Ученые Джордж Акерлоф, Майкл Спенс, Джозеф Стиглиц в 2001 г., Дэниэл Канеман и Вернон Смит в 2002 г. [15] стали лауреатами Нобелевс­кой премии по экономике, доказав, что продавец и покупатель по­разному информированы о товаре, информация асимметрична. У продавца — производителя этой информации всегда больше, чем у покупателя. Если поместить представления покупателя о качестве товара (кривая 3) в нашу модель (рисунок 2), то они, как правило, будут тяготеть к идеалу — к кри­вой 1. На самом же деле реальное качество товара, услуги может распола­гаться гораздо ниже, и интегральные кривые будут короче (см. кривые 4, 5 на рисунке 2). Манипулируя представлениями покупателя («умение торговать»), скрывая информацию о реальном качестве товара, продавец и производитель зачастую добиваются весьма существенных выгод. Пред­ставления о покупателе как о человеке рациональном, как об «экономиче­ском человеке», после выхода работ вышеупомянутых ученых во многом потеряли актуальность. Впрочем, «торговля мечтой» всегда была одним из основных движителей рынка.

Известный у нас как инновационный прорыв [16], коммерческий успех китайской экономики на мировом рынке во многом обусловлен производ­ством продукции под марками известных фирм (с лицензиями и без них) с одной су щественной особенностью: искусственно ограничивается спектр потребительских свойств товара и заменяются на более дешевые комплек­тующие и материалы. При этом значительно снижается ресурсоемкость товара, а следователь но — и его себестоимость. Нобелевские лауреаты призывают идти этическим путем, т.е. информировать покупателя о ре­альном качестве товара, о скрытых дефектах. По мнению автора, китайцы информацию о качестве своих товаров не особенно и скрывают. Они в свое время сориентировались на бедный азиатский рынок, на страны «третьего мира» и не прогадали, ведь там сосредоточено большинство населения. Последние социологические исследования показали: если у покупателя доходы низкие, то в его приоритетах при покупке на первом месте стоит низкая цена и только затем качество, в России приоритет «низкая цена» стоит на первом месте у 60% покупателей.

Поэтому, зная вышеперечисленные особенности, в числе главных задач при реализации концепции «встраивания качества» автор видит в обеспечении качества путем применения известных процедур (тендеры, жесткий входной контроль) для закупаемых у поставщиков товаров и услуг, соответствующего затратам организации на покупку; в закупках товаров и услуг по реальной, а не завышенной цене. Этот принцип должен распространяться и на внутренних поставщиков. То есть «не принимай– не производи–не передавай брак». В сокращении ресурсоемкости про­ектирования, при поддержании на конкурентном и безопасном уровне качества выпускаемой продукции и услуг за счет совершенствования эле­

ментов встроенного качества для про­ектирования и расширения их числа.

Таким образом, процесс управления изменениями в организациях связан со сложными преобразованиями во вну­тренней и внешней среде, в применяе­мой технологии управления качеством. Он базируется на целом комплексе средств (управление конфигурацией, управление рисками, управление зна­ниями, инновациями, встраивание ка­чества), в котором действуют этические ограничения, ограничения на распро­странение информации, ограничения по рискам. Представленные функцио­нальная модель процесса и рыночная модель качества показывают, как образуются конкурентные преимуще­ства за счет манипуляций с качеством. Разработана концепция встроенного качества при проектировании.

менеджменткачествапрактика

1. Федотов Г.П. К во-просу о месте стандарта ISo 9001:2008 в систе-мах управления (опыт системного анализа) // Трубопроводной транспорт (теория и практика). 2010. №3 (19). С. 52–55.2. ISo 10007:2003 Quality management systems — Guidelines for configuration management (IDT).3. Руководство к Своду знаний по управлению проектами (Руковод-ство PMBoK®) Третье издание. ©2004 Project Management Institute, Four campus Boulevard, Newtown Square, PA 19073-3299 uSA / США.4. BS 7000-1:2008 Design management systems — Part 1: Guide to managing innovation.5. ГОСТ Р ИСО 9001-2008 Система менед-жмента качества. Требования. М. : Стан-дартинформ, 2008.6. Балдин К.В. и др. Антикризисное управление: макро– и микроуровень. М. : Издательско-торговая корпорация «Дашков и Ко», 2005. 316 с.7. Харрингтон Дж., Воул Ф. Совершенство управления зна-ниями // Пер. с англ. А.Л.Раскина; Под науч. ред. А.Б.Болдина. М. : РИА «Стандарты и ка-чество», 2008. С. 272.8. Корпоративная культура: Учебно-ме то-дическое пособие / Авт.-сост. Т.А.Лапина. Омск : Изд-во ОмГУ, 2005. 96 с.

9. ГОСТ Р МэК 61160-2006 Менеджмент риска. Формальный анализ проекта. М. : Стандартинформ, 2006.10. JIS/Tr Q 0005:2005. Quality Management Systems — Guidelines for Sustainable Growth. 11. ГОСТ Р ИСО/МэК 17799-2005. Информа-ционная технология. Практические правила управления инфор-мационной безопас-ностью. М. : Стандарт-информ», 2006. 12. Версан В.Г. Кризис в стандартизации систем менеджмента. Причины. Пути вы - хода // Стандарты и качество. 2009. №3. С. 78–83.13. Фатхутдинов Р.А. Стратегический марке-тинг. М. : ЗАО «Бизнес-школа «Интел-Синтез», 2000. 640 с.14. Конти Т. Кризис в стандартизации СМК должен быть преодо-лен // Стандарты и качество. 2009. №9. С. 78–79.15. Воронов Ю.П. Первая Нобелевская премия по экономике в XXI веке // эконо-мика и организация промышленного про-изводства. 2002. № 1. С. 40–61.16. Карлинская Е.В., Палангин В.С. Иннова-ции и проектный ме-неджмент Китая: идеи, решения и уроки для России. М. : Евразий-ский центр управления проектами: Компания ООО «ИннИТ», 2009. 37 с.

рисунок 2. Рыноч-ная модель качества товаров и услуг:

идеальный уровень качества;нижний порог, допусти-мое качество (ограни-чено стандартами);представления покупа-теля о качестве товара, услуги;реальное качество товара, услуги;недопустимое качество

Потребительские свойства (спектр требований)1 2 3 n N

Интегральное безразмерное качество 1

3

42

5

Государственное регулирование отраслевых рынков

Повышение качества государственного регулирования обусловлено потреб­ностями ускоренного экономического и социального развития экономики России, необходимостью ликвидации сложившегося в течение второй по­ловины XX века значительного разрыва в уровне жизни граждан Российской Федерации и промышленно развитых стран, усилением кризисных явлений в мировой экономической системе, ока­зывающих существенное влияние на ре­зультативность предпринимательской деятельности хозяйствующих субъектов всех организационно­правовых форм,

осуществляющих производство товаров и услуг как для внутреннего рынка, так и для экспортных поставок, стаби­лизация условий функционирования которых может быть обеспечена лишь на основе комплексного решения воз­никающих проблем в процессе реализа­ции регулирующих воздействий на на­циональном и региональном уровнях, отвечающих потребностям обеспечения в долгосрочной перспективе высоких темпов экономического роста1.

1 Захаров М.В. Особенности регулирования национальной экономики в период эконо-мического кризиса // Вестник Чувашского университета. 2009. №4.

2 Уткин э.А. Роль кластерной экономики в социально-экономическом развитии регионов России: Сб. науч. тр. / ФГОУ ВПО «Финансовая академия при Правительстве РФ», выпуск XVIII. М., 2009. С. 140

А.Х.Шогенов Аспирант ФГОУ ВПО «Финансовая академия при Правительстве РФ», Москва

lгосударственное управление, государ-ственное регулирование, национальное хозяйство, отрасль, эффективность и результативность, стратегии развития;

lgovernment, state regulation, national economy, branch, efficiency and productivity, development strategies

uuКлючевые слова / Key words:

Экономика государства представ ляет собой единый комплекс взаимосвязанных отраслей, отличающих общественное вос­производство в пределах национальных границ. Национальное хозяйство является результатом экономического и социаль­ного развития общества, специализации и кооперации труда, международного сотрудничества с другими странами. Народнохозяйственный комплекс имеет особые отраслевые, воспроизводствен­ные, региональные и иные структурные характеристики (рисунок 1).

Основой формирования рационально­го механизма регулирования отраслевых рынков служит системный подход, обеспе­чивающий эффективное взаимодействие хозяйствующих субъектов различных отраслей экономики в процессе реше­ния текущих и перспективных проблем социально­экономического развития Российской Федерации, что способствует росту целевой направленности прини­маемых управленческих решений на всех уровнях управления.

Целью функционирования механизма государственного регулирования отрас­левых рынков является формирование условий эффективного использования материальных, трудовых, финансовых ресурсов отраслей народного хозяйства, обеспечивающих высокие темпы ро­ста валового внутреннего продукта без ущерба для уровня социального развития страны, как в краткосрочной перспективе, так и в стратегическом периоде времени (формирование условий устойчивого гар­моничного роста). Согласимся с мнением проф. Э.А.Уткина, что эффективный меха­низм регулирования народного хозяйства должен обеспечивать темпы роста ВВП не менее 7% в год при положительных темпах увеличения денежных доходов граждан и сохранении окружающей сре­ды, от состояния которой во многом будет зависеть уровень жизни последующих поколений2. В качестве других целевых индикаторов государственного регули­рования отраслевых рынков в условиях посткризисной трансформации экономи­ки РФ следует рассматривать: создание единого нормативно­правового простран­ства на всей территории страны; защиту интересов инвесторов, осуществляющих перспективные социально­экономические проекты на территории Российской Федерации независимо от сроков и объемов инвестирования; формирование

рисунок 1. Общий состав и структура народнохозяйствен-ного комплекса

Народнохозяйственный комплекс

Отрасли(группа качественно однородных хозяйственных единиц (предприятий, организаций, учреждений),

характеризующихся особыми условиями производства в системе общественного разделения труда, однородной продукцией и выполняющих общую (специфическую) функцию

в национальном хозяйстве) (материальное производство и непроизводственная сфера)

lпромышленность; lсельское и лесное хозяйство; lгрузовой транспорт; lсвязь (обслуживающая материальное

производство); lстроительство; lторговля; lобщественное питание; lинформационно-вычислительное

обслуживание; lпрочие виды деятельности сферы

материального производства

lжилищно-коммунальное хозяйство; lпассажирский транспорт; lсвязь (обслуживающая организации

непроизводственной сферы и население); lздравоохранение; lфизическая культура и социальное

обеспечение; lнародное образование; lкультура и искусство; lнаука и научное обслуживание; lкредитование и страхование; lдеятельность аппарата органов

управления

Сферы экономики(материальное производство и непроизводственная сфера)

uu

uu

uu

u u

uu

u u

uu

u u

uu

u u

uu

u u

uu

uu

uu

uu

uu

uu

uu

uu

экономикатеория

55

трубопроводный транспорт [теория и практика]

№ 5 (21) октябрь 2010

отечественных предприятий при выходе на международный рынок; формирование рационального механизма долгосрочного финансирования и рефинансирования инвестиционных проектов на основе использования современного инструмен­тария стимулирования фондового рынка; ликвидацию национального и локального монополизма на всех рынках, где это при­водит к росту издержек хозяйствующих субъектов и повышению затрат конечных потребителей (энергетика, транспорт, розничная и оптовая торговля нефте­продуктами, торговля, общественное питание); стимулирование жилищного строительства на основе приоритетного использования средств федерального бюджета; формирование рациональ­ной фискальной политики, определе­ние баланса интересов хозяйствующих субъектов, федеральных, региональных и муниципальных органов власти; создание рационального механизма развития от­раслей образования и здравоохранения, отвечающих потребностям ускоренного экономического и социального роста на­роднохозяйственного комплекса.

uuВ период посткризисного развития одним из условий решения методологических и методических проблем эффективного социально­экономического развития страны выступают:

l повышение результативности и целевой ориентации процесса регулирования на-циональной экономики;

l создание адекватно отвечающей требо-ваниям потребителей структуры рыноч-ных институтов, которая бы позволила максимально эффективно использовать имеющиеся ресурсы.

3 Бадалов А. Л. Модернизация управления инвестиционной деятельностью в российских компаниях топливно-энергетического комплек-са. М. : МАКС-Пресс, 2009.

4 На протяжении всего ХХ в. и в начале нынеш-него отмечается неуклонный рост потребления энергетических природных ресурсов, особенно нефти и газа. Более половины всех энергоре-сурсов потребляют страны ОэСР, среди которых основное место занимают США — 2337 млн т нефтяного эквивалента; Япония — 525 млн т; Германия — 324 и Канада — 317 млн т.н.э. Очень крупными потребителями топлива стали раз-вивающиеся экономики Китая (1554 млн т.н.э.) и Индии (387 млн т.н.э.). По прогнозу энерге-тической информационной администрации Департамента энергетики США (EIA), к 2030 г. спрос на нефть существенно возрастет. Если в настоящее время мировой спрос на нефть составляет 85 млн барр. в сутки, то к 2030 г. этот показатель увеличится до 118 млн барр. в сутки. Большую часть такого прироста обеспечит спрос со стороны США, Китая и Индии. Международ-ное энергетическое агентство (IEA) также про-гнозирует устойчивый рост спроса до 2030 г. на ископаемые энергоресурсы: нефть, газ, уголь.

рисунок 2. Структура топливно-энергетического комплекса России

uu

uu

uu

uu

uu

uuu

uu

uu

uu

uu

Перспективы развития национальной экономики России неразрывно связаны с топливно­энергетическим комплексом. Одной из значимых задач, характеризую­щих высокую роль ТЭК, служит обеспе­чение бюджета страны за счет экспорта энергоресурсов, в первую очередь — нефти и газа. Как следует из рисунка 2, топливно­энергетический комплекс со­стоит из множества отдельных отраслей и сфер хозяйственной деятельности, однако все они объединены в единую систему и неразрывно связаны между собой.

ТЭК России занимает второе место в мире (после США) по производству энер­гетических ресурсов и третье — по их внутреннему потреблению (после США и Китая)4.

Особенности, представленные на ри-сунке 3, позволяют объяснить основные причины низкой конкурентоспособности компаний ТЭК РФ, среди которых:l недостаточно эффективное

инновационно­технологическое раз­витие компаний;

l негибкость действующей налоговой политики;

l неразвитость институциональной инфраструктуры, в частности — нормативно­правовых инструментов;

l неразвитость форм партнерств ком­паний между собой и с государством. Кроме того, существует объективная

причина — недостаток управленческого опыта работы в условиях рынка и жест­кой конкуренции.

Нестабильность нормативно­правовой базы, несовершенство инсти­туциональной среды и рыночной инфра­структуры, высокая налоговая нагрузка на предприятия ТЭК, наличие большого количества административных барьеров, прямое государственное ценовое и тариф­ное регулирование в электроэнергетике и

Особенности развития ТэК России

Добыча топливных ресурсов: нефть и газ, уголь, уран, торф

Переработка: нефтепереработка, газоочистка

Преобразование: электроэнергетика, теплоэнергетика

Потребление: ЖКХ, промышленная энергетика

Транспортировка: трубопроводы, порты, водный транспорт,

ж/д транспорт

Распределение и сбыт: линии электропередач, теплопроводы, АЗС

большая протяженность транспортно-энергетических коммуникаций, что существенно влияет на стоимость энергии и эффективность ее использования потребителями;

срок службы четвертой части газопроводов страны превысил 20 лет, а значительная часть газо-проводов работает на понижен-ных давлениях с целью снижения вероятности аварий, причинами которых являются коррозия, нару-шение норм и правил при строи-тельстве и ремонте, механические повреждения и недостаточное качество труб;

высокие затраты на обслуживание и поддержание в рабочем состоя-нии устаревших технологий и изношенного оборудования (в отраслях ТэК степень износа основных фондов превысила 50 %, а в нефтепереработке — 80 %)

u

u

u

условий для эффективной конкуренции предприятий и организаций всех форм собственности на национальном рынке, направленной на снижение издержек хозяйствующих субъектов; внедре­ние ресурсосберегающих технологий, обеспечивающих снижение энерго– и материалоемкости ВВП; поддержку

рисунок 3. Особенности развития ТэК России3

экономикатеория

56 трубопроводный транспорт [теория и практика]

газовой промышленности не позволяет компаниям отрасли проводить активную инвестиционную политику. Вместе с тем, модернизация ТЭК способна многократ­но стимулировать эти процессы и в дру­гих отраслях за счет мультипликативного эффекта. В период посткризисного разви­тия следует самым тщательным образом пересмотреть перечень инвестиционных проектов в отрасли, чтобы не распылять имеющиеся финансовые ресурсы на все проекты одновременно, а сосредоточить свое внимание на наиболее значимых в текущих внешних и внутренних услови­ях. Очевидно, что успешное развитие не­фтегазового комплекса России в период глобальных экономических изменений возможно только при условии оптималь­ной государственной поддержки, новых корпоративных бизнес­стратегий и спо­собов международного сотрудничества (рисунок 4).

Энергетическая стратегия России до 2030 года — один из основополагающих государственных документов развития ТЭК РФ. В ней задан набор целевых ориентиров развития отрасли, которые отличаются от традиционного представ­ления о стратегии как о прогнозе. Как утверждает заместитель Генерального директора по науке Института энергети­ческой стратегии А.И.Громов, Энерге­тическая стратегия России до 2030 года представляет собой осознанный выбор пути развития отрасли, который не за­висит от переменчивых внешних условий и прогнозов5. В части развития нефтега­зового комплекса важнейшими целевы­ми ориентирами на ближайшие 20 лет в числе прочих являются: увеличение доли новых месторождений в структуре добычи нефти и газа; развитие восточно­го вектора экспортных поставок; повы­шение коэффициента извлечения нефти (КИН)6. Вопрос повышения КИН — один из наиболее значимых. В последние годы, к сожалению, коэффициент извлечения нефти из месторождений падал как в силу объективного ухудшения качества ресурсной базы, так и в силу отсутствия механизмов государственного регулиро­вания, стимулирующих компании секто­ра к наиболее полному и комплексному извлечению нефтяного сырья из недр7.

uuПредставленный выше анализ позволяет сделать следующие выводы:

1. Переход к инновационному развитию пред-полагает не только совершенствование меха-низма государственного регулирования, но и существенные изменения в традиционной системе функционирования государственных институтов, создание механизмов партнер-ства государства и бизнеса, экономических и политических рычагов, обеспечивающих эффективное использование имеющихся ре-сурсов, повышение уровня жизни и безопас-ности населения.

2. Современные экономические системы за-висят от надежной поставки энергии. Все сектора экономики: жилой, коммерческий, транспортный, сектор обслуживания и сельского хозяйства требуют современных энергетических услуг. Эти услуги, в свою очередь, способствуют экономическому и со-циальному развитию, поднимая производи-тельность труда. Поставка энергии влияет на занятость, производительность и развитие. Электричество является основной формой энергии для коммуникаций, информацион-ных технологий, производства и услуг.

3. В соответствии с утвержденной Правитель-ством Российской Федерации в ноябре 2009 г. «Энергетической стратегией России на период до 2030 г.» одним из важнейших стратегических направлений ТЭК Россий-ской Федерации должно стать увеличение транзита нефти сопредельных стран через российскую территорию. Это будет также содействовать выполнению задачи по дивер-сификации структуры российского экспорта, поставленной Президентом России Д.А. Мед-ведевым, поскольку транзит по своей сути является экспортом транспортных услуг. В данном случае рост экспорта транспортных услуг должен уменьшить чрезмерную зависи-мость России от экспорта сырьевых товаров.

1. Бадалов А.Л. Модернизация управления инвести-ционной деятельно-стью в российских компаниях топливно-энергетического комплекса. М. : МАКС-Пресс, 2009.2. Беликов П.П. Реали-зация экономической политики государ-ства в современных условиях // Альманах. Вопросы экономики и управления. Вып. 1. Саратов: СГСэУ, 2009.3. Громов А.И. Воз-действие государства на рынок будет иметь цикличный характер. электронный журнал Института энергети-ческой стратегии / urL: http://www.energystrategy.ru/press-c/source/oil-exp-12.01.10_G.htm.4. Захаров М.В. Особенности регу-лирования нацио-нальной экономики в период экономическо-го кризиса // Вестник Чувашского универси-тета. 2009. №4.5. Захаров К.В. Методические основы формирова-ния антикризисной инвестиционной стратегии предприя-тий трубопроводного транспорта: науч. журнал // Известия российского государ-ственного педагогиче-ского университета им А.И. Герцена. 2008. № 24 (55).

6. Киселев А.А. Состояние и перспек-тивы изменения гидроэнергетической отрасли Российской Федерации // Вестник ГУУ, 2009.7. Польщиков А.В. Глобальный экономи-ческий кризис и про-блемы модернизации российской эконо-мики: Сб-к научн.тр./ КГФэИ, №1. Казань : Изд-во КГФэИ, 2010.8. Салимов С.М., Али-заде э.К., Рагимов Р.Р. Пути устройства конкурентоспособной экономики на основе эффективного исполь-зования нефтегазовых доходов // Проблемы экономики и управ-ления нефтегазовым комплексом. 2010. №2.9. Уткин э.А. Роль кластерной экономики в социально-эконо-мическом развитии регионов России. М. : ФГОУ ВПО «Финан-совая академия при Правительстве РФ», выпуск XVIII, 2009.10. Хазипов Ф.И. Актуальные проблемы энергетической поли-тики России. Чебок-сары : Изд-во Чуваш. ун-та, 2008.11. Черкасенко А.И. Стратегия развития «Electricite de France» в условиях рецессии мировой экономики // Ядерный ренессанс. 2009. № 3 (14).

5 Громов А.И. Воздействие государства на ры-нок будет иметь цикличный характер. элек-тронный журнал Института энергетической стратегии urL: http://www.energystrategy.ru/press-c/source/oil-exp-12.01.10_G.htm.

6 эффективность нефтеперерабатывающей отрасли зависит от целого ряда факторов, в том числе: от глубины переработки сырья, объема перерабатываемой нефти, количе-ства занятых работников на НПЗ.

7 В энергетической стратегии России до 2030 года заложен целевой ориентир повышения КИН с текущих 30% до 35–37% к 2030 г.

рисунок 4. Основные приоритеты энергетиче-ской политики РФ

Устойчивое обеспечение

страны энерго-носителями

Обеспечение устойчивого развития ТэК

в условиях рынка

Обеспечение энергетической

независимости и безопасности РФ

Поддержание экспортного

потенциала ТэК

Уменьшение нагрузки ТэК

на окружающую среду

Повышение эффективности использования энергоресурсов, переход на энергосберегающий

путь развития

u uu

u

u

u

Основные приоритеты

энергетической политики РФ

экономикатеория

57

трубопроводный транспорт [теория и практика]

№ 5 (21) октябрь 2010

Старение действующих трубопроводных систем (а в России и СНГ около половины магистральных и промысловых трубопроводов имеют срок эксплуатации более 30 лет) увеличивает опасность аварий. Несмотря на изоляцию и электрохимическую защиту, отдельные участки длительно работающих трубопроводов имеют наружные коррозионные поражения. Глубокие локаль­ные коррозионные поражения металла труб в виде кор­розионных «язв» создают опасность образования «сви­щей» и разгерметизации трубопровода. В ряде случаев ремонт трубопроводов с помощью традиционных мето­дов (вырезка и врезка катушки, установка ремонтных конструкций, заварка дефектов наплавкой) не представ­ляется возможным из экономических, организационно­технических, погодных и почво­климатических условий.

В таких случаях следует использовать нетрадиционные методы ремонта, к которым относится установка «чопов».

сваркапрактика

58 трубопроводный транспорт [теория и практика]

технология ремонта дефектов трубопроводов с помощью стальных «чопов»1

Л.А.Гобарев Кандидат техниче-ских наук, главный специалист ООО «НИИ ТНН», Москва

Н.Г.Гончаров Кандидат техничес-ких наук, главный специалист ООО «НИИ ТНН», Москва

И.А.Романова Инженер ООО «АСЦ Сварка СтройТЭК», Москва

О.И.КолесниковНачальник отдела ООО «НИИ ТНН», Москва

Е.В.ЛопатинСтарший научный сотрудник ОАО ВНИИСТ, Москва

«Чопы» — это стальные пробки, ис­пользуемые для устранения сквозных от­верстий. Их устанавливают в отверстия и обваривают по контуру.

Технологию ремонта с помощью «чопов» широко используют при экс­плуатации магистральных, промысло­вых и технологических трубопроводов. Ремонтные работы выполняют на действующих трубопроводах, временно выведенных из эксплуатации, или после остановки перекачки продукта. С по­мощью «чопов» устраняют сквозные отверстия как технологические, так и коррозионного происхождения, напри­мер, «свищи», появляющиеся в резуль­тате протекания локальной «язвенной» коррозии. Установку «чопов» относят как к методам постоянного, так и к методам временного ремонта со сроком эксплуатации до двух лет.

С помощью «чопов» ремонтируют сквозные отверстия диаметром от 8 мм до 40 мм.

Отверстия диаметром от 8 мм до 16 мм ремонтируют «чопами» в виде пробки с отшлифованной поверхностью; отверстия диаметром свыше 16 мм и до 40 мм включительно ремонтируют с по­мощью резьбовых «чопов».

При использовании резьбовых «чо­пов» на отверстии в трубе и на цилин­дрической части «чопа» наносят резьбу, после чего металлическую пробку завин­чивают в отверстие и наносят угловой шов по контуру фиксирующей головки. Аналогично заваривают «чопы» с фик­сирующей цилиндрической головкой (рисунок 2а).

lтехнология ремонта трубо провода, заварка «чопа», предварительный подогрев, свищ;

lpipeline repair technology, plug welding, preheat, flaw

uuКлючевые слова / Key words:

lгладкие «чопы» с фиксирующей цилиндрической головкой (рисунок 1а);

lрезьбовые «чопы» с фиксирующей шестигранной головкой (рисунок 1б);

lгладкие «чопы» с уплотнительной головкой (рисунок 1в);

lрезьбовые «чопы» с «утопленной» головкой (рисунок 1г).

uu По конструкции «чопы» подразделяют на четыре типа:

1 «чоп» — цилиндрическая деталь, служащая для герметизации отверстия в основной трубе; устанавливается после остановки перекачки и освобож-дения нефтепровода до верхней образующей.

трубопроводный транспорт [теория и практика] сваркапрактика

59№5 (21) октябрь 2010

При установке «чопов» с уплотнитель­ной головкой в зоне их установки сверлят отверстие, диаметр которого соответству­ет диаметру «чопа»; вбивают «чоп» в от­верстие и заваривают его ручной дуговой сваркой. При толщине стенки ремонтиру­емой трубы до 5 мм сварку выполняют без нанесения фаски, имитирующей разделку кромок. При более высоких толщинах с внешней стороны отверстия наносят фаску под углом 45 градусов. При этом остаточная толщина стенки трубы должна быть не менее 5 мм. Схема заварки «чопа» представлена на рисунке 2 б,в.

Установку «чопов» с «утопленной» головкой выполняют в соответствии со схемой, представленной на рисунке 1г. С помощью специального ключа резьбовой

рисунок 1. Кон-струкции герметизи-рующих «чопов» и схемы их установки: а — гладкий «чоп» с фиксирующей цилин-дрической головкой; б — резьбовой «чоп» с фиксирующей шести-гранной головкой;в — гладкий «чоп» с уплотнительной голов-кой; г — резьбовой «чоп» с «утопленной» головкой

1а 2а

1б 2б

1в 2в

1г 2г

рисунок 2. Схемы приварки «чопов» и порядок наложения сварных валиков: а — схема приварки гладких и резьбовых «чопов» с фиксирую-щими головками;б — схема приварки гладких «чопов» с уп-лотнительной головкой без наложения фаски; в — схема приварки гладких «чопов» со сня-той фаской под сварку;

«чоп» завинчивают в отверстие с резьбой, наносят проплавляющий, отжигающий и облицовочный валики (рисунок 2г). После окончания сварки облицовочный валик зачищают абразивным инстру­ментом на высоту 1,5–3 мм. «Чопы» с «утопленной» головкой нашли широкое применение при установке и ремонте патрубков и вантузов.

При заварке «чопов» основными опе­рациями являются нанесение проплавля­ющих, отжигающих и при необходимости — заполняющих и облицовочных валиков (рисунок 2). При толщинах стенки трубы свыше 12 мм и Сэкв≤0,34 целесообразно выполнять предварительный подогрев в зоне ремонта. Количество сварных валиков при установке «чопов» зависит от конструкции последних и их геометри­ческих размеров, от марки стали и класса прочности ремонтируемой трубы, а также от технологии изготовления труб (на­пример, трубы горячекатаные, нормали­зованные, закаленные и отпущенные, с контролируемой прокаткой и др.).

На трубопроводах высокого давления (свыше 70 МПа) совместно с «чопами» могут устанавливаться ремонтные кон­струкции — стальные или стеклопласти­ковые муфты.

Стендовые испытания образцов труб с установленными «чопами» на конструк­тивную прочность до разрушения, при статическом нагружении внутренним давлением и на циклическую долговеч­ность, показали, что трубы с установлен­ными «чопами» могут эксплуатироваться в составе трубопроводов. Расчетный период эксплуатации может составлять от двух до 30 лет в зависимости от кон­струкции «чопа». Причем ремонт «чопа­ми» может быть отнесен как к методам временного ремонта, так и к методам постоянного ремонта. Наибольшей долго­вечностью обладают участки труб, отре­монтированные «чопами» и установлен­ными на них муфтами, а также «чопами», проплавленными при установке на всю толщину стенки трубы (рисунок 2в, г). «Чопы» с фиксирующими головками (рисунок 1а, б) могут быть использованы только в составе технологий временного ремонта, так как практика эксплуатации трубопроводов показывает, что после двух лет эксплуатации в зоне контакта «чопа» с трубой из­за высоких технологических напряжений интенсивно протекают коррозионные процессы в виде межкри­сталлитной коррозии или коррозионного растрескивания, что приводит к разруше­нию отремонтированного участка.

В целом, как показывает практика эксплуатации трубопроводов, отремон­тированные с помощью «чопов» участки могут успешно эксплуатироваться в составе магистральных, промысловых и технологических трубопроводов.

1. ПСНиП 12-04-2002 Безопасность труда в строительстве. Часть 2. Строительное произ-водство 2. ВСН 31-81 Инструкция по производству строи-тельных работ в охран-ных зонах магистраль-ных трубопроводов Министерства нефтяной промышленности 3. ПБ 03-273-99 Правила аттестации сварщиков и специалистов сварочно-го производства 4. РД 03-495-02 Техно-логический регламент проведения аттестации сварщиков и специали-стов сварочного произ-водства

5. РД 03-613-03 По-рядок применения сварочных материа-лов при изготовлении, монтаже, ремонте и реконструкции техни-ческих устройств для опасных производ-ственных объектов 6. РД 03-614-03 Поря-док применения сва-рочного оборудова-ния при изготовлении, монтаже, ремонте и реконструкции техни-ческих устройств для опасных производ-ственных объектов.

D — диаметр отверстия; dнар — наружный диаметр

«чопа»; dвн — внутренний диаметр

«чопа»; l — длина «чопа»; Н — высота фиксирующей

головки «чопа»;В — диаметр головки

«чопа»; В1 — ширина шестигранной

головки «чопа»; hвн — высота внутренней

части «чопа»; δ — толщина стенки трубы

г — схема приварки резьбовых «чопов» с «утопленной» головкойК — катет шва; 1 — проплавляющий валик;2 — отжигающий валик; 3 — облицовочный валик

В

В1

dнар

dнар

D

D

dвн

dвн

dвн

hвн

hвн

hвн

H

H

δ

δ

δ

hвн

δ

l

l

l

l5

1 12 23 3

21 1

1

1

1

1

2

2

3

3

2

summary

60 трубопроводный транспорт [теория и практика]

cover story03 onshore and offshore main gas and oil pipelines for new

projects pipes manufacturing

Russian Union Oil and Gas Construction scientific and technical problems Council session. «RUOGC» decision.

conferences12 Eurocorr-2010 and corrosion protection modern trends.

congress summaryEd. V.V.Pritula – Open Society VNIIST

European Corrosion Congress entire report. EUROCORR – the largest world event in sphere of corrosion protection which annually unites the leading corrosion schools of Europe and the world, the most significant scientists and experts of large indus-trial corporations.

corrosion18 The underground pipelines and tanks complex corrosion

diagnostics modern conceptV.V.Pritula – Open Society VNIIST; I.V.Vjunitsky – Open Company “Transenergostroy”

In article the multifactor analysis of underground pipelines living conditions and operation which provides possibility of a stress-corrosion danger quantitative estimation actual practice is surveyed. This technology can be used for Russia and other states territory mapping on degree of danger steel underground pipelines stress-corrosion influence. stress-corrosion danger control can be carried out online. At risks estimation the possibility of pipelines decompression under the corrosion factors influence is prognosticated authentically on the base of residual corrosion rate estimation at protective potentials existing level.

24 Normative and technical base harmonization actual prob-lems in the field of the russian federation continental shelf sea objects corrosion protectionT.Sodberg – FORCE-engineering; N.G.Petrov – Open Society "Gazprom"; G.A.Bauge – SRO "SOPCOR"

In article the normative and technical base evolution from the foreign experience point of view is surveyed. The modern base of standards balanced as on a verti-cal and on an across is necessary for oil and gas branch further development. On our opinion, the characteristic "modern" means the presence in specifications requirements which continuously stimulate safety and production efficiency rising measures. One of the most actual directions of this activity is the necessity of na-tional base of standards harmonization with successful international practice.

building 30 The choise of the optimal gas distributing net taking into

account the dynamics of developmentL.A.unanjan – Moscow State University of Environmental Engineering; K.L.unanjan – Open Company "Gazprom VNIIGAS"

In the paper a mathematical model for distributing gas supply sets projecting is considering. It based on preliminary defining of pipeline section parameters by stages and designing on they base the dynamic development variants for them. The dynamic model, also as intermediate static models are presented as linear discrete programming problems. An calculation example is considered.

isolation33 Froth polyurethane thermal isolated oil and gas pipelines

manufacture features and applicationV.B.Kovalevsky – Open Society VNIIST

Pipelines thermal isolation basic purpose is the depression of thermal interaction intensity between a transported product and environment. Application of modern thermal isolation on oil and gas transport pipeline objects should raise power ef-ficiency and operation reliability this one of the most important national economy transport systems.

oil account36 commercial measurement accuracy of oil discharge rate

mas and volume methods comparingT.I.Kopysitsky, J. r. rzaev – Scientific and Technical Center "Charg"

It is considered the application to amounts of the row oil measurements the many types of the flow meters: turbine, vortex, camera, DP, carioles, DP meas-urement “Annubar”, By synthesis of systems the oil humidity take into ac-counted.

oil and gas transport 40 To definition of the oil and oil products viscosity diagram

steepness indicatorA.V.chernikin

The approach to an establishment of two temperatures allowing soundly evaluate the value of a viscosity diagram steepness indicator of oil and oil products in the Filonov – Reynolds’ formula is stated. On the basis of mathematical processing of a great number of laboratory measurements various oil liquids viscosity the rough expressions for definition of these temperatures are received. For the purpose of an illustration of accuracy of suggested techniques the comparative numerical example is executed.

42 Hydrocarbon admixture in gas condensate pipeline solu-tion-parametrical researchu.D.Zemenkov, S.M.Dudin – Tyumen State Oil and Gas University; A.B.Shabarov, N.V.Saranchin – Tyumen State University

Pipeline transport gas condensate mix thermodynamic features and operational problems are surveyed. The principal cause of power inputs augmentation on gas condensate pipeline transport is rising of pipeline hydraulic resistance ow-ing to occurrence and existence of sections with a polyphase flow. As a modern monitoring agent of a current gas and liquid mediums regimens the physical and mathematical model of a hydrocarbon admixture flow in gas condensate pipeline is described in work and the results of solution-parametrical research of gas con-densate phase condition on the length operating main gas condensate pipeline are shown.

ecology 46 Natural gas emission risk and emergency preventive main-

tenanceА.С.cossack, V.N.Bashkin – Open Company "Gazprom VNI-IGAS "; r.V.Galiulin, r.A.Galiulina – Institut of fundamen-tal problems of biology of the Russian Academy of Sciences

Examples of the most appreciable natural gas emissions emergency in oil and gas branch of the country are resulted, the natural gas risk influence on the person is proved and the solution of a problem of natural gas emissions emergency preven-tive measures are surveyed.

quality management50 The built in designing quality at changes management

G.P.Fedotov – Joint-Stock Company «VNIIST-NEFTE-GAZPROEKT»

In article the quality management problems in dynamic environmental conditions on an example of the design organization are surveyed. The appreciable role of the built in quality and complex management of changes is shown. In the first block the author includes 16 positions, and in the second – 10 (configuration management, knowledge, innovations, business continuity, quality, etc.). The model opening essence of market games with quality is presented.

economy55 Branch markets state regulation

A.H.Shogenov – Financial Academy at Russian Federation Government

The author surveys branch markets state regulation mechanism: formation bases and functioning purpose. In particular, it is a question of a fuel and energy com-plex, with which inseparably linked national economy development prospects.

welding58 Pipelines defects repair technology by means of steel

«chop»N.G.Goncharov, L.A.Gobarev, o.I.Kolesnikov – Open Com-pany «Scientific Research Institute of Oil and Mineral Oil Products Transport»; E.V.Lopatin – Open Society VNIIST; I.A.romanova – Open Company «ASC Svarka StrojTEK»

In certain cases pipelines repair by means of traditional methods (a coil cutting and insert, the equipment of repair designs, defects welding fill) isn't obviously possible from the point of view the economic, technical-management, weather and soil-environmental conditions. In article nonconventional repair methods is that of «chop» equipment are surveyed.

трубопроводный

[теория и практика]транспорт

Учредитель — ОАО ВНИИСТЖурнал издается с 2005 г.Включен в перечень ведущих рецензируемых научных журналов и изданий, в которых должны быть опубликованы основные научные результаты диссертации на соискание ученой степени доктора и кандидата наук (редакция — февраль 2010 года)

Журнал о передовых разработках в сфере трубопроводного транспорта

цена за номер_1900 р. (включая НДС)

периодичность_1 выпуск каждые 2 месяца

распространение_Адресная система. Журнал рассылается подписчикам заказными бандеролями

подписка_Варианты оформления подписки:

Агентство «Роспечать»,

каталог «Газеты. Журналы»

Индекс: 18226.

Просьба указывать подробный почтовый адрес для гарантированной доставки издания.

Альтернативные агентства подписки

Редакция журнала:

Адрес: 105187, Москва, Окружной проезд, 19.

Телефон: (495) 225-13-67, 981-43-45.

Факс: (495) 225-13-67. E-mail: [email protected].

В адрес редакции необходимо направить заявку — гарантийное письмо с указанием реквизитов организации и подтверждением оплаты.В стоимость подписки входит почтовая доставка.

Более подробная информация о журнале на официальном

сайте ОАО ВНИИСТ

www.vniist.ru