Инновационные методы повышения экономической эффективности капитального ремонта магистральных трубопроводов

Д.А.Назмутдинова

ГОУ ВПО «Пермский национальный исследовательский политехнический университет»

Г. Пермь, Россия

Научный руководитель – Лобовиков А,О. , к.э.н.,

доцент кафедры ЭПП

Ни для кого не секрет, что природный газ в наше время является одним из основных видов топлив, наряду с нефтью и углем. Природный газ повсеместно используется как в быту в качестве горючего для отопления или приготовления пищи, так и в промышленности, например как исходное сырье для получения пластмасс. С каждым годом всё больше расширяется география газоснабжения по всему миру. Только в прошлом 2013 году добыча газа в РФ составила более 668 миллиарда кубометров газа, из которых около 200 миллиардов пошло на экспорт.

Впервые природный газ начали использовать как ценный товар в Китае примерно до 500 года до нашей эры. И только через 2000 лет, в 1819 году в Санкт-Петербурге была пробурена первая скважина для добычи природного газа, который тогда использовали для нужд промышленности. К концу 19-го века кроме Москвы и Санкт-Петербурга были газифицированы Киев, Харьков, Ростов-на-Дону, Одесса, Рига, Тверь и Казань.

Но вопрос о широком применении природного газа встал лишь в 30-е годы 20-го века, что повлекло за собой развитие добычи и транспортировки. Знаменательным событием в истории отечественной газовой промышленности того времени стало строительство и ввод в эксплуатацию в 1946 году первого в стране магистрального газопровода Саратов-Москва протяженностью 840 километров из труб диаметром 325 миллиметров, положившего начало развитию газотранспортных систем в СССР.

Постепенно транспорт газа посредством трубопроводов набирал обороты, и теперь это один из основных видов транспорта этого вида топлива. В 2013 году трубопроводным транспортом России было перевезено 1,10 млрд. тонн грузов, что равнялось 14 % от общего объёма перевозки грузов по стране. Общая протяженность всех газопроводов в России составляла 175 тыс.км.

На сегодняшний день большинство газопроводов построено именно в середине 20-го века. Рассматриваемый мною магистральный газопровод «Нижняя Тура – Пермь I» был введен в эксплуатацию в 1967г. Газопровод входит в систему магистральных газопроводов Нижняя тура – Пермь – Горький – Центр, которая предназначена для транспортировки природного газа от месторождения Медвежье (Ямало-Ненецкий автономный округ) в центральные области России.

Диаметр данного газопровода 1020 мм, проектный годовой объем перекачиваемого газа составляет 7900 млн. м³/год, а фактический – всего 3057 млн. м³/год. К настоящему времени уровень технического состояния трубопровода заметно снизился по причинам естественного старения труб, развития процессов общей коррозии и стресс-коррозии, а также снижения качества изоляционного покрытия битумной мастикой. По этим причинам проектное давление было снижено с 5,4 МПа до 4,0 МПа, что несомненно отразилось на объемах перекачки газа. Безусловно, для газопровода федерального значения это неприемлемо.

Для измерения толщины стенок труб, определения геометрических параметров и обнаружения на внутренних и наружных поверхностях труб, включая сварные швы, и внутри стенок труб нарушений сплошности металла (неметаллическое включение, усталостные и стресс-коррозионные трещины, коррозионная язва,), а также вмятин, гофр, и прочее и измерение их геометрических размеров, включая глубину НПО «Спецнефтегаз» в 2010 году провел внутритрубную диагностику (ВТД) магистрального трубопровода «Нижняя Тура – Пермь I» на участке 57,0 – 222,0 км. На основе отчета о результатах ВТД была составлена дефектная ведомость, в которой были указаны дефекты, их размеры и местонахождения этих дефектов на трубе.

После того, как составлена дефектная ведомость, можно судить о том, каким образом привести газопровод к соответствию технологическому (проектному) регламенту: строить новый газопровод на месте старого или произвести капитальный ремонт уже существующего газопровода частично. Для данного газопровода экономически целесообразнее провести капитальный ремонт методом «шурфовки». Что же из себя представляет этот метод?

В соответствии с СТО Газпром 2-2.3-173-2007 контрольный шурф – это локальный участок газопровода, вскрытый по результатам анализа проектно-изыскательной документации, или внутритрубной дефектоскопии, или полевых (наземных) обследований трассы магистрального газопровода для его технического диагностирования. Соответственно, если после вскрытия газопровода и его обследования дефект, обнаруженный в результате ВТД подтвердится, то газопровод подвергается ремонту.

Но каким же образом производят вскрытие? Обычный одноковшовый экскаватор легко справится с грунтом над трубой, а вот при извлечении грунта из-под трубы могут возникнуть сложности. Для этого используют машину, которая предназначена именно для разработки и удаления грунта из под ремонтируемых трубопроводов, предварительно вскрытых сверху и с боков - машина подкопочная автоматизированная.

Машина является самоходным землеройным устройством, которое передвигается по поверхности трубопровода и разрабатывает и удаляет призмы грунта под трубопроводом в боковые приямки. Рыхление и отбрасывание грунта осуществляется двумя рабочими органами, вращающимися навстречу друг другу, снабженными зубьями. Приводом рабочих органов служат электродвигатели.

Машина может преодолевать уклон трубопровода до 15º благодаря имеющемуся у неё гидравлическим ходовым механизмом шагающего типа. Помимо поступательного движения гидропривод обеспечивает фиксацию машины на трубе, а также сведение рабочих органов в рабочее положение и разведение их при установке машины на трубу.

Управлять машиной достаточно просто, ведь она оснащена телескопической штангой с пультом управления. Электропитание осуществляется от внешнего источника питания.

Данная машина может применятся на трубопроводах диаметром от 530 мм до 1420 мм в грунтах I-IV категории, однако на самом деле применяют её довольно редко, чаще в южных широтах, несмотря на удобство, высокую производительность и рациональность машины. В среднем окупаемость машины составляет 3-5 лет в зависимости от частоты использования.

Таким образом, применение подкопочной машины сократит время проведения ремонта и уменьшит затраты на земляные работы и увеличит производительность.

Список литературы

1. СТО Газпром 2-2.3-173-2007 «Инструкция по комплексному обследованию и диагностике магистральных газопроводов, подверженных коррозионному растрескиванию под напряжением», 2008

2. http://промтех-нн.рф – сетевой ресурс

3. СТО Газпром 2-2.3-292-2009 «Правила определения технического состояния магистральных газопроводов по результатам внутритрубной инспекции», - ОАО «Газпром, 2009 г.

4. СТО Газпром 2-2.3-095-2007 «Методические указания по диагностическому обследованию линейной части магистральных газопроводов», - ОАО «Газпром», 2007 г.

5. ВСН 39-1.10-006-2000 «Правила производства работ по выборочному капитальному ремонту магистральных газопроводов в различных природно-климатических условиях», ОАО «Газпром», 2000 г.

6. «Отчет о результатах внутритрубной инспекции магистрального трубопровода «Нижняя Тура – Пермь I», «НПО «Спецнефтегаз»,2010 г.