Главная страница
История кафедры История ХНИЛ «Трубопроводсервис» Структура кафедры Галерея
   

История ХНИЛ «Трубопроводсервис»

В 1992 г . на базе кафедры «Сооружение и ремонт газонефтепроводов, газохранилищ и нефтебаз» под руководством профессора Л.А. Бабина была организована хозрасчетная научно-исследовательская лаборатория «Трубопроводсервис», шесть лет он был её научным руководителем. В 1998 руководителем ХНИЛа был назначен д.т.н., профессор Ю.И. Спектор. В 2001 г . после перевода Ю.И. Спектора на работу в Москву, руководителем ХНИЛа назначается к.т.н., доцент Ф.М. Мустафин.

ССП ХНИЛ «Трубопроводсервис» УГНТУ согласно федерального закона о промышленной безопасности является независимой экспертной организацией, имеющей свидетельство об аккредитации, лицензию Госгортехнадзора России на проведение экспертизы промышленной безопасности объектов нефтяной, газовой и нефтехимической промышленности, аттестованных экспертов второго и третьего уровня и оборудование для проведения всех видов неразрушающего контроля.

Специалисты ХНИЛа длительное время занимаются вопросами повышения надежности, долговечности, разработки стратегий технического обслуживания и ремонта на основании прогноза индивидуального остаточного ресурса нефтепроводов и оборудования предприятий нефтяной, газовой, нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности. По рассматриваемым проблемам опубликованы монографии, разработаны руководящие документы и защищены ряд докторских и кандидатских диссертаций.

Мустафин Фаниль Мухаметович к.т.н., доцент. Научный руководитель ССП ХНИЛ «Трубопроводсервис» УГНТУ с 2001 г . по настоящее время.

Основной объем работ по экспертизе промышленной безопасности проектной документации выполняется для объектов предприятий АК «Транснефть», «Башнефть», «Уралтранснефтепродукт» и др.
Взаимодействие экспертной комиссии с заказчиками и проектными организациями основывается на концепции повышения надежности и безопасности объектов трубопроводного транспорта.

В практике работы экспертной комиссии по промышленной безопасности почти на протяжении трех лет наибольшее число замечаний имело место при капитальном ремонте и реконструкции линейной части трубопроводов в одном техническом коридоре. Иногда в проектах слабо представлены разделы контроля качества выполняемых работ и технологического испытания трубопроводов, оборудования и резервуаров, использование отменённых нормативных документов.

В процессе взаимодействия экспертной комиссии с проектными организациями сложились нормальные деловые отношения, значительно повысилось качество проектной документации и соответствие ее современным требованиям НТД.

Замечания по требованиям промышленной безопасности проектной документации, как правило, принимаются как обоснованные и учитываются при выполнении идентичных проектов. Все разногласия обычно снимаются в процессе технического совещания представителей проектной организации и членов экспертной комиссии.

В течение последних лет специалисты ХНИЛ «Трубопроводсервис» провели диагностику газонефтепроводов, резервуаров, сосудов и емкостей, арматуры, насосно-компрессорного оборудования, зданий и сооружений для таких ведущих предприятий, как «ЛУКОЙЛ», «Газсервис», «Баштрансгаз», «РИТЭК», НУНПЗ, УНПЗ, УНХ, ОАО «УМПО», «Башкирнефтепродукт», «Уфаоргсинтез», ЗАО НКТН «КазТрансОйл», «ВАТОЙЛ», «Сургутнефтегаз», «ЯмбургГаздобыча» ОАО «Газпром», «Уралтранснефтепродукт», «Салаватнефтеоргсинтез», «Приволжские МН», «Северные МН», «Уралосибирские МН», «Верхневолжские МН» АК «Транснефть» и другие. География работ обширна – вся Россия с юга до севера. Приходится трудиться и под лучами палящего солнца на юге, и в болотистой местности, в сложных условиях севера Ханты-Мансийского округа при температуре до минус 42 градусов.

Например, специалисты ХНИЛа провели в 1998 году комплексное диагностирование воздушных переходов магистральных нефтепроводов ОАО «Северные магистральные нефтепроводы» с применением тепловизионного контроля. По результатам экспертизы промышленной безопасности воздушных переходов магистральных нефтепроводов ОАО «Северные магистральные нефтепроводы» в 1998 году были даны рекомендации по безопасной эксплуатации переходов нефтепровода (установка муфт, дополнительных опор, перемещения и крепления вант).

Толщинометрия промысловых трубопроводов

Интересен наш опыт работы по комплексной диагностике нефтепровода Туймазы-Уфа 1948 года строительства, диметром 377 мм . Первоначально в 1998 году фирма «Диаскан» проводила внутритрубную диагностику данного нефтепровода, в результате диагностики было выявлено 539 дефектов, из них 26 опасных (которые были впоследствии устранены).

Затем ХНИЛ «Трубопроводсервис» провел экспертизу промышленной безопасности нефтепровода в соответствии в разработанной программой комплексного обследования, а именно:
•  анализ состояния технической документации (проектной, исполнительной, нормативной, оперативной), согласно требованиям Правил техниче ской эксплуатации магистральных нефтепроводов, с учетом данных внутритрубной диагностики, произошедших аварий и выполненных ремонтов;
•  обследование технического состояния нефтепровода с уточнением расстояний до населенных пунктов, промышленных объектов и коммуникаций, глубины заложения, состояния изоляции и ЭХЗ, мест размещения запорной арматуры, наличия опознавательных знаков, обозначения переходов, реперов, защитных сооружений и обвалования на случай аварии в соответствии с НТД;
•  обследование технического состояния переходов через автомобильные дороги, водные преграды с уточнением категорий участков трубопроводов, глубины заложения, наличия оголенных участков, размывов дна и берегов в соответствии с НТД;
•  наружная диагностика участков нефтепровода, акустико-эмиссионный контроль переходов, толщинометрия, твердометрия, рентгеновский контроль и ультразвуковая дефектоскопия сварных швов и основного металла, контроль состояния изоляции и ЭХЗ;
•  исследование характеристик основного металла и сварных соединений (механических свойств, структуры, химического состава, малоцикловой усталости);
•  исследование напряженно-деформированного состояния нефтепровода с учетом результатов внутритрубной диагностики, фактических характеристик основного металла и сварных швов;
•  расчет остаточного ресурса и максимального разрешенного рабочего давления по малоцикловой долговечности и параметрам трещиностойкости с учетом дефектов, выявленных внутритрубными снарядами;
•  внесение в техническую документацию изменений категорий участков нефтепровода в соответствии с требованиями СНиП 2.05.06-85*, режимов перекачки, а также других характеристик по результатам экспертизы;
•  разработка рекомендаций по устранению опасных дефектов основного металла и сварных соединений, восстановлению изоляции, ликвидации размывов и оголений трубопровода на подводных переходах, оснащению защитными футлярами переходов через автомобильные дороги, обеспечению безопасных расстояний - по СНиП 2.05.06-85 * и т.д.

Ультразвуковой контроль сварных стыков РВС 5000

По результатам обследования было дано более 60 конкретных рекомендаций по капитальному ремонту данного трубопровода. Даже этот комплексный подход не решает всех проблем диагностики трубопроводов, но максимально повышается достоверность экспертизы.

В 2001 г . специалисты ХНИЛа провели экспертизу промышленной безопасности нефтепроводов НГДУ «РИТЭКнефть». Работы проводились на болотах в зимнее время с подготовкой нефтепровода к диагностике, экспертным определением мест шурфов, шурфовкой вручную и с использованием специальной техники. По результатам экспертизы промышленной безопасности нефтесборного коллектора куст 123 «Тевлино-Русскинского» м/р – т.вр. 10 НГДУ «РИТЭКнефть» были обнаружены участки нефтепровода с ручейковой коррозией, несоответствие защитного покрытия, балочного перехода через ручей и перехода через автодорогу не соответствовали требованиям действующей НТД. В связи с наличием недопустимых дефектов дальнейшая эксплуатация нефтепровода была запрещена.

Установка АЭ датчиков на стенке РВС

По результатам экспертизы промышленной безопасности напорного нефтепровода ДНС «Восточно-Перевальное» м/р – ДНС «Северо-Кочевское» м/р – НГДУ «РИТЭКнефть», протяженностью 82 км сделаны следующие рекомендации.
1. В связи с тем, что проектная документация на нефтепровод укомплектована не полностью, а оперативная документация не ведется, техническая документация на нефтепровод не соответствует требованиям НТД.
2. В связи с систематическими нарушениями герметичности задвижек узлов переключения нефтепровода провести полную ревизию задвижек в объеме, устанавливаемом РД 39-132-94.
3. В связи с тем, что технологический регламент работы ДНС «Восточно-Перевальное», определяющий режим перекачки по нефтепроводу, не содержит сведений о величинах допустимых разрешенных максимальных и минимальных давлений в начальной точке нефтепровода, на основании результатов АЭ-контроля установить величину максимального разрешенного давления на выходе ДНС «Восточно-Перевальное» не выше 2,2 МПа.
4. Закрепить трассу нефтепровода на местности (в том числе на переходах через реки и ручьи) постоянными знаками в соответствии с требованиями РД 39-132-94.
5. Защитное антикоррозионное покрытие на нефтепроводе привести в соответствии с проектом.
6. Во избежание развития интенсивных коррозионных процессов на участке нефтепровода ПКО-ПК5, устранить утечку синоманской воды из системы ППД ДНС «Восточно-Перевального» м/р.
7. Обеспечить защиту от атмосферной коррозии надземных участков узлов переключения нефтепровода.
8. Разработать план проведения работ по ревизии и диагностике нефтепровода в соответствии с РД 39-132-94.

В связи со старением трубопроводов необходима комплексная диагностика с применением современных методов контроля и назрела необходимость разработки методики экспертизы промышленной безопасности объектов трубопроводного транспорта, утвержденной в установленном порядке.

Специалистами ХНИЛ «Трубопроводсервис» проведена экспертиза промышленной безопасности железобетонных резервуаров ЖБР-10000 ЛПДС «Калтасы» АК «Транснефть» диаметром 42 м , высотой 8,28 м . Резервуары были возведены по проектам № 7-02-153 института «Татнефтепроект» и №7-02-296 института «Союзводоканалпроект» строительными управлениями треста «Востокнефтепроводстрой».

Основной особенностью выполняемых работ являлось полное отсутствие данных о состоянии конструкций ЖБР в связи с тем, что с момента возведения в 1969- 1972 г .г. обследований их технического состояния не проводилось. Физико-химические характеристики хранимой нефти свидетельствуют, что перекачиваемая нефть может оказывать агрессивное воздействие на железобетонные и на металлические конструкции резервуара. В процессе проведения экспертизы произведен анализ проектной, исполнительной и технической документации резервуара, выполнен визуально-измерительный контроль строительных конструкций, неразрушающими методами контроля определено состояние и характеристики бетона, а также параметры армирования железобетонных конструкций, что позволило оценить техническое состояние и назначить остаточный ресурс безопасной эксплуатации резервуара.

Обследование резервуарного парка ЗАО НКТН «КазТрансОйл»

Анализ полученных результатов позволяет сформировать определенные выводы о повреждаемости ЖБР, а также выделить наиболее часто встречаемые дефекты:

•  наиболее дефектными конструкциями ЖБР являются днище и покрытие резервуара. Дефектов в стеновых панелях и их стыках не обнаружено, снижение усилия натяжения в предварительно напряженной арматуре стенки ЖБР не превышало 2 ... 4 %;
•  наиболее характерным дефектом днища является отсутствие сцепления защитного покрытия («набетонки») непосредственно с монолитным днищем - т.н. «бухчение» набетонки - а также отсутствие проектного уклона;
•  колонны резервуаров имели отдельные дефекты в виде сколов углов с оголением и без оголения рабочей арматуры;
•  дефекты балок покрытия сосредоточены на их опорных сечениях;
•  выявленные дефекты плит покрытия (шелушение поверхностного слоя бетона, растрескивание защитного слоя бетона) являются следствием наличия водяного экрана на покрытии резервуара, в связи, с чем целесообразно изменение конструкции покрытия резервуара путем замены водяного экрана грунтовой засыпкой.

Снижение прочности железобетонных конструкций резервуара от проектной не превышает 10 %. Фактическая глубина карбонизации бетона исследованных строительных конструкций не превышала 1...2 мм, а глубина пропитки бетона нефтью 10 ... 15 мм . В целом техническое состояние обследованных резервуаров оценивалось как работоспособное, остаточный ресурс назначался не менее 8-10 лет, а также были даны конкретные рекомендации и проекты по ремонту этих резервуаров.

Специалистами ССП ХНИЛ «Трубопроводсервис» разработана «Методика остаточного ресурса нефтегазопромысловых трубопроводов и трубопроводов головных сооружений» (ОСТ-153-39.4-010-2002). На данную методику получены положительные отзывы ведущих нефтедобывающих компаний России: ОАО «РИТЭК», НК «Роснефть», АНК «Башнефть», ОАО «ЛУКойл» (ф. «ВАТОЙЛ»), ОАО «ТНК», ОАО «Татнефть», ОАО «Сургутнефтегаз» и др. На эту методику получено заключение экспертизы промышленной безопасности, и она согласована с Госгортехнадзором России.

Обследуемые сосуды на объектах ОАО «ЛУКойл»

По оценке специалистов ведущих нефтяных компаний России данная методика актуальна, восполняет пробел в нормативной базе по определению технического состояния промысловых трубопроводов, весьма полезна для долгосрочного планирования капитального ремонта или замены трубопроводов, использует новые методы диагностики и современные статистические методы расчёта.

Данная методика определения остаточного ресурса промысловых трубопроводов и трубопроводов головных сооружений распространяется на находящиеся в эксплуатации трубопроводы систем сбора и внутрипромыслового транспорта нефти, газа, пластовой воды и трубопроводов головных сооружений нефтяных месторождений диаметром до 1400 мм включительно с избыточным давлением среды не выше 32,0 МПа.

Определение остаточного ресурса действующих нефтегазопромысловых трубопроводов должно производиться на основании проведенной комплексной диагностики. Основной целью комплексного экспертного обследования является оценка текущего технического состояния объекта, оценка остаточного ресурса безопасной эксплуатации объектов, отработавших нормативный срок эксплуатации, выдача заключения о техническом состоянии и остаточном ресурсе безопасной эксплуатации по совокупности диагностируемых параметров.

Комплексное техническое диагностирование нефтегазопромысловых трубопроводов предусматривает выполнение следующих основных этапов работ, подробно рассмотренных в отраслевом документе:

•  сбор и анализ информации, ознакомление с эксплуатационно-технической документацией;
•  контроль состояния защитного антикоррозионного покрытия;
•  контроль состояния основного металла труб трубопроводов;
•  контроль кольцевых сварных соединений трубопроводов;
•  акустико-эмиссионная диагностика участков трубопроводов;
•  исследование химического состава, механических свойств металлов и сварных соединений и их структуры (при необходимости);
•  обработка результатов обследования, разработка рекомендаций по дальнейшей эксплуатации, ремонту или исключению из эксплуатации.

ХНИЛ «Трубопроводсервис» имеет современное оборудование для проведения всех видов неразрушающего контроля (ВиЗК, УЗК, МК, РК, АЭК, ПВК).

Наша работа не ограничивается только диагностикой и экспертизой промышленной безопасности объектов нефтегазовой промышленности. Только в 2002 году в ХНИЛе разработали и выпустили 14 отраслевых нормативно-технических документов и научных книг, было получено 10 патентов на изобретения.

Разработаны и выпущены следующие отраслевые нормативно-технические документы и литература:

•  ОСТ 153-39.4-010-2002. Методика определения остаточного ресурса нефтегазопромысловых трубопроводов и трубопроводов головных сооружений. М.: Минэнерго РФ, 2002.
•  РД 39Р-00147105-025-02. Методика определения остаточного ресурса изоляционных покрытий подземных трубопроводов.
•  РД 39Р-00147105-026-02. Инструкция по применению полимерных изоляционных лент и обёрток с двусторонним липким слоем.
•  РД 39Р-00147105-027-02. Инструкция по прокладке трубопроводов в обсыпке из гидрофобизированных грунтов.
•  РД 39Р-00147105-028-02. Инструкция по балластировке трубопроводов с применением анкер-инъекторов.
•  РД 39Р-00147105-029-02. Инструкция по балластировке трубопроводов, с применением винтовых анкерных устройств с повышенной удерживающей способностью.
•  Контроль качества изоляционно-укладочных работ при строительстве трубопроводов. Ф.М. Мустафин, И.Ш. Гамбург, Д.Н. Веселов, Уфа: ДПС, 2001.
•  Строительство подводных переходов трубопроводов методом горизонтально-направленного бурения. Ю.И. Спектор, Ф.М. Мустафин, А.Е. Лаврентьев, Уфа: ДПС, 2001.
•  Сварка трубопроводов. Ф.М. Мустафин, О.П. Квятковский, Н.Г. Блехерова и др. М.: Недра, 2002.
•  Промысловые трубопроводы и оборудование. Ф.М. Мустафин, А.Г. Гумеров, и др. М.: Недра, 2002.
•  Трубопроводная арматура. А.Г.Гумеров, Ф.М. Мустафин и др. Уфа: УГНТУ, 2002.
•  Машины и оборудование газонефтепроводов. Ф.М. Мустафин, и др. Уфа: Монография, 2002.
•  Очистка полости и испытания трубопроводов. Ф.М. Мустафин, А.Г. Гумеров, О.П. Квятковский, К.А. Фазлетдинов и др. М.: Недра, 2001.
•  Сооружение и ремонт газонефтепроводов и газонефтехранилищ: Сб. науч. тр. Уфа: УГНТУ, 2002.

В 2001- 2002 г .г. получены следующие патенты на изобретения:

•  № 2184299 «Способ закрепления трубопровода».
•  № 2184303 «Конструкция изоляционной ленты для трубопроводов».
•  № 2183785 «Способ изоляции стальных магистральных трубопроводов».
•  № 2183783 «Способ ремонта антикоррозионной изоляции подземных трубопроводов».
•  № 2191312 «Способ прокладки подземного трубопровода».
•  № 2120902 «Водослив плавающих крыш резервуаров».
•  № 2129669 «Водослив плавающих крыш резервуаров».
•  № 2088727 «Способ термического укрепления грунта».
•  № 2205145 «Вертикальный цилиндрический резервуар».
•  № 2205315 «Способ прокладки трубопровода».
•  № 2205316 «Способ прокладки трубопровода».
•  № 2205317 «Способ закрепления трубопровода».
•  № 2205324 «Конструкция изоляционной ленты трубопроводов».

Лицензии. Аккредитации. Аттестация. Рекомендации. Отзывы.

 

 

  

© 2007. All rights reserved