Изучение основных положений по техническому обслуживанию и ремонту нефтепроводов

- Установка ремонтного устройства (муфты, патрубки).

Способы ремонта нефтепроводов можно разделить на способы постоянного ремонта и способы временного ремонта .

К первым относятся способы, которые восстанавливают несущую способность данного дефектного участка до уровня бездефектного участка на время его дальнейшей эксплуатации.

К ним относятся шлифовка, патрубок с эллиптическим днищем, заварка, вырезка, галтельная муфта, удлиненная галтельная муфта, композитная муфта, обжимная приварная муфта.

Устройства временного ремонта используются на ограниченный период времени, и их плановая установка запрещена. К таким конструкциям относятся необжимная приварная муфта, а также муфта с коническими переходами. Муфты этих видов допускается применять для аварийного ремонта с последующей заменой в срок одного календарного месяца и для ремонта гофр в течение не более одного года с дальнейшей заменой на постоянные способы ремонта в обязательном порядке.

4.8 Методы ремонта дефектов различных видов

Дефекты вместе с приваренными к трубе кольцами, которые остались после демонтажа некоторых элементов необжимных приварных муфт или муфт с коническими переходами, вварные, накладные заплаты, могут ремонтироваться композитными муфтами.

В [табл. 6] приведены допустимые настоящим РД способы регулярного ремонта дефектов нефтепроводов с параметрами дефекта и несущей способностью ремонтного устройства выбирается в соответствии с длиной ремонтируемого дефекта, а также с учетом прочих ограничений [табл. 6 - 8] и в зависимости от требований технологии к установке муфт этого вида. Длина обжимной приварной муфты с технологическими кольцами не может превышать 3000 мм. Длина цилиндрической части удлиненной гантельной муфты для ремонта гофр не должна быть более 1,5 D H.

Длина области гантельной муфты с короткой полостью , где должен быть поперечный сварной шов участка, который ремонтируется, не должна быть более 100 мм.

В местах, где муфта и ее элементы приварены к трубе нефтепровода обязательно должна быть совершена проверка на отсутствие дефектов стенки трубы и при наличии данных дефектов приварка муфты не допускается в данном месте.

5. Расчёт экономической эффективности

Рассмотрим две технологии ремонта нефтепровода, прогрессивным и устаревшим методом.

Проведём диагностику участка нефтепровода Калининград-Советск, длиной 109 км, и определим её экономический эффект.

Таблица 9

Себестоимость ремонта 1 км трубы с заменой 4,33 млн.р./км; себестоимость ремонта 1 км изоляции (без замены трубы) составляет 0,78 млн.р./км. Затраты на подготовительные работы в процессе проведения ремонта сплошным методом 0,48 млн.р./км. Затраты на оплату услуг подрядчика составили 2393,64 тыс.р. Затраты предприятия на подготовку к диагностике - 150 тыс.р. Затраты на ремонт одного местного дефекта - 35 тыс.р. Капитальные затраты предприятия на диагностику составили 2,1 млн.р. Амортизационные отчисления 5% от стоимости основных фондов. Принимаем за расчетный период 10 лет, тогда удельный ущерб от аварии составляет 2,55 млн.р., а вероятность развития дефекта в аварию равна 0,5.

В расчете суммарный ущерб вследствие всех аварий равномерно распределяется по годам расчетного периода, т.е.:

млн.р./год

Допускаем, что экономия вследствие сокращения затрат на ремонты будет реализована в первый год расчетного периода.

Для осуществления анализа эффективности от проведения диагностики магистральных трубопроводов внутри трубы применяются такие критерии:

чистый дисконтированный доход (ЧДД);

индекс доходности (ИД);

период возврата инвестиций (Ток).

Чистый дисконтированный доход считается по формуле:

,

где Рt - стоимостная оценка итогов проекта за год t;

Зt - стоимостная оценка полных затрат на деятельность проекта за год t;

Е - норма дисконта;

Т - период службы проекта.

Если в полных затратах Зt не учитывать капитальные вложения Кt, то формула будет выглядеть так:

,

где З/t - затраты на t-м году без учета капитальных вложений;

К - дисконтированные капитальные вложения.

Величина Рt - Зt является годовыми поступлениями по проекту. Разработаны специальные таблицы, которые позволяют находить величины коэффициентов при заданных значениях Е, T и t.

Проект можно считать эффективным, если ЧДД положителен

Индекс доходности (ИД) считается как отношение суммы приведенных эффектов к сумме дисконтированных капитальных вложений:

,

ИД тесно связан с ЧДД, так как если ЧДД положителен, то ИД>1, а следовательно проект эффективен.

Срок окупаемости при учете времени определяется так:

,

Ток можно определить по формуле:

,

где Эn-1, Эn - интегральный экономический эффект за период tn-1 и tn соответственно.

Такой эффект учитывает приведенную стоимость и капитальные вложения, чтобы получать будущий доход, учитывая дивиденды, дисконт, банковские ставки в процентах и др.

Величина

Рt- Зt'=ПЧt+Аt+Лt

где ПЧt - чистая прибыль в году t ;

Аt - амортизационные отчисления в году t ;

Лt - ликвидационная стоимость основных фондов в году t .

Прирост прибыли ПЧt от диагностики происходит из-за следующих факторов:

Экономии издержек посредством уменьшения объемов ремонтных работ из-за выборочного ремонта;

Исключения аварийных потерь из-за опасных дефектов, которые не выявились бы традиционными способами;

Экономии затрат на гидроиспытаниях.

Нужно отметить, что себестоимость транспортировки нефти увеличивается из-за затрат на диагностику. Так,

ПЧt=ПРt+ПУt-ПДt

где ПРt - увеличение прибыли снижением затрат на ремонтные работы ( в первый год расчетного периода );

ПУt - предупреждённый ущерб от аварий и отказов в году t;

ПДt - текущие затраты на диагностику в году t .

Предупреждённый ущерб от аварий и отказов складываются из:

ущерба от повреждения линейной части нефтепровода;

ущерба от утечки нефти;

ущерба от загрязнения окружающей среды.

Затраты на диагностику ИД включают в себя :

оплату услуг Центра технической диагностики-ИЦТД;

текущие затраты на подготовительно-заключительные работы - ИПЗР;

ИД=ИЦТД+ИПЗР

Увеличение прибыли за счет снижения затрат на ремонтные работы определяются так:

ПР=ИР1+ИР2-ИР3+ИРп

где ИР1- уменьшение затрат на ремонт с заменой труб,

ИР1=L1СР1

где L1- уменьшение протяженности ремонтируемого участка, км;

СР1- цена ремонта одного км трубы.

ИР2- уменьшение затрат на ремонты нефтепровода со сплошной заменой изоляции в траншее без замены труб,

ИР2=L2СР2

где L2- уменьшение длины ремонтируемого участка, в км;

СР2- цена ремонта 1 км изоляции.

ИР3- затраты на ремонтные работы по устранению местных дефектов, в том числе дефекты, которые требуют вырезки трубы и вварки катушки,

ИР3=nСР3

где n- количество дефектов;

СР3- затраты на ремонт одного дефекта,

ИРп- уменьшение затрат на подготовительно-заключительные работы во время проведения ремонтов (в том числе гидроиспытания),

ИРп=L1СРп

где СРп- цена подготовительно-заключительных работ на 1 км трубы.

В капитальные затраты на диагностику входят :

затраты на реконструкцию камер;

затраты на покупку скребков.

ИР1=L1СР1=0.54.22=2,11 млн.р.;

ИР2=L2СР2=10,809=0,809 млн.р.;

ИР3=nСР3=100,035=0,35 млн.р.;

ИРП=L1СРП=0,50,48=0,24 млн.р.;

ПР1=2,11+0,809-0,35+0,24=2,809 млн.р.;

П1=2,809+0,6375-(2,394+0,15)=0,903 млн.р.

Период возврата инвестиций.

года.

Индекс доходности положительный, ставка дисконта меньше внутренней нормы доходности и срок окупаемости маленький, значит, проект можно считать выгодным.

ВНД=27%.

Полученные результаты расчета показывают высокую эффективность диагностики, следовательно, ее развитие обеспечивает дальнейшее повышение надежности нефтепроводов и уменьшение затрат на перекачку.

Заключение

Проблемы в организации и произведении технического обслуживания и ремонта нефтепроводов играют важнейшую роль в деле обеспечения надёжной и безопасной работы систем транспортировки нефти. Поэтому достаточно важное значение имеют вопросы, связанные с техникой, технологией проведения ремонтных работ.

В данной работе были изучены теория по линейным частям нефтепровода и запорной арматуры, обобщены основные положения по техническому обслуживанию и ремонту нефтепроводов, рассмотрены пути улучшения обслуживания и ремонта нефтепроводов.

Чтобы обеспечить надёжность работы нефтепроводов и увеличить межремонтный период, а также повысить качество и безопасность капитального ремонта, необходимо продолжать исследовательские работы, которые ведутся в данном направлении, и в ближайшие годы необходимо решить ряд задач, имеющих важное значение. В первую очередь необходимо:

1. Внести корректировки в Строительные нормы и правила (СНиПы) и прочие нормативные документы по строительству магистральных нефтепроводов, внести в них исправления, добавления, которые были получены из опыта использования и ремонта нефтепроводов, с учётом готовых и разрабатываемых материалов института ИПТЭР и научно-производственных организаций.

2. Разработать технику и технологию производства ремонтных работ нефтепроводов при их прокладке в горных условиях.

Особое внимание нужно уделить вскрышной технике, трубоукладчикам, передвижным лебедкам, сварочным агрегатам и т.д., которые должны быть оборудованы специальными средствами крепления для работы на склонах и косогорах.

3. Разработать вскрышные экскаваторы, которые смогут выполнять работы в грунтах повышенной категории, в замороженных грунтах глубиной более 0,25 м, в горных условиях и т.д., так как от решения этого вопроса зависят возможность, качество, а также безопасность производства работ.

4. Исследовать и разработать устройства, механизмы и технологию для проведения капитального ремонта нефтепровода диаметром 820-1440 мм с подъёмом трубы из траншеи.

5. Периодически, с участием всех заинтересованных лиц издавать сборник материалов, отражающих первичные и главные направления работ, технические достижения, положительный опыт и новаторские предложения по вопросам технического обслуживания и ремонта нефтепроводов

Список использованных источников

1.РД-153-39.4-056-00 Правила технической эксплуатации магистральных нефтепроводов.

2.РД 153-39-030-98. Методика ремонта дефектных участков магистральных нефтепроводов по результатам внутритрубной диагностики.

3.РД 39-00147105-016-98. Методика расчета прочности и устойчивости ремонтируемых линейных участков магистральных нефтепроводов с учетом дефектов, обнаруженных при диагностическом обследовании.

4.РД 39-0147105-015-98. Правила капитального ремонта магистральных нефтепроводов.

5. Инструкция по применению современных сварочных материалов и оборудования при капитальном ремонте магистральных нефтепроводов. -Уфа: Транстэк, 2000.

6. Галлямов А.К. Обеспечение надежности функционирования системы нефтепроводов на основе технической диагностики / А.К. Галлямов, К.В. Черняев, А.М. Шаммазов. - Уфа.: Время, 1998. - 597с.

7. Яковлев Е.И. Модели технического обслуживания и ремонта систем трубопроводного транспорта. - М.: ВНИИОЭНГ, 1993. - 276 с.

8. Гумеров А.Г., Азметов Х.А., Гумеров Р.С. Аварийно-восстановительный ремонт магистральных нефтепроводов. - М.: ООО Недрабизнесцентр, 1998. - 271 с.

9. Обеспечение надёжности магистральных нефтепроводов в условиях эксплуатации. Сб. научных трудов. - Уфа: ВНИИСПТнефть, 1986. - 126 с.

10. Микаэлян Э.А. Повышение качества, обеспечение надежности и безопасности магистральных трубопроводов. - М.: Комкнига, 2001. - 640 с.

Приложение

Принятые сокращения

Схемы измерения минимального диаметра трубы d для дефектов "овальность" и "овальность в сочетании с вмятиной"

Размещено на Allbest.ru