Какие инновационные решения предлагают компании для обеспечения безопасности эксплуатации трубопроводов?

30.04.2013

Какие инновационные решения предлагают компании для обеспечения безопасности эксплуатации трубопроводов?

Любая инновация, предлагаемая сегодня, должна быть направленна на снижение издержек. Использование БПЛА позволяет оптимизировать затраты на обеспечение безопасности трубопроводов.

Александр Грачев, Schlumberger RCA Area Business Manager, генеральный директор ООО «СПТ Груп»

— Мероприятия по мониторингу и обеспечению безопасности трубопроводов можно разделить на превентивные меры, направленные на предотвращение прорывов или выхода из строя оборудования, и на меры по своевременному обнаружению аварийных участков с целью минимизации последствий аварий и времени простоя трубы.

И превентивные, и аварийные меры можно реализовать как физическими измерениями, так и математическим моделированием.

Без сомнения, инновационные решения представлены во всех областях мониторинга нефтепроводов, начиная от спутникового дистанционного зондирования и аэросъемки и заканчивая диагностическими поршнями и стационарными датчиками.

Особое внимание стоит обратить на комбинированные методы, такие как системы виртуального замера, широко применяемые на трубопроводах, расположенных в труднодоступных районах, например, на дне моря. Получая информацию с датчиков, находящихся за сотни километров друг от друга, такие системы способны точно определять состояние трубы в любой точке. Например, при образовании порывов в подводной части — определить место и размер повреждения или скорость и место положения диагностического или очистного поршня.

В последнее время для морских трубопроводов стали применять интеллектуальные системы контроля транспорта. Они способны сигнализировать о возникновении опасной ситуации, предсказывать осложнения (отложения парафинов, застывание продукции, коррозию) и самостоятельно управлять оборудованием (подавать ингибитор в нужном количестве, регулировать задвижки, работу насосов, подогрев и т. п.).

Стоимость таких систем достигает $10 млн, однако окупаются они, как правило, в течение первого года эксплуатации.

Кирилл Цаллагов, директор обособленного подразделения ООО «РИМЕРА-Сервис» в г. Ижевске, руководитель проекта chelpipe.avia

— Любая инновация, предлагаемая сегодня, должна быть направленна на снижение издержек. Инновационным решением в области мониторинга безопасности эксплуатации нефтепроводов является применение беспилотных летательных аппаратов (БПЛА).

Стоит отметить экономическую целесообразность использования БПЛА. Сегодня услуги традиционных средств авиамониторинга (вертолетов) обходятся приблизительно в 100 тыс. руб. за час работы. Эксплуатация беспилотного аппарата, не требующего дорогого аэродромного обслуживания, стоит не более 10 тыс. руб. в час. При этом можно совершать облеты несколько раз в день и в отличие от вертолета даже ночью.

БПЛА имеет фотокамеру высокого разрешения и тепловизор высокой чувствительности. Совмещение фото- и тепловизорной съемки повышает коэффициент обнаружения проблемных участков трубопроводов практически до 100%. Кроме проверки целостности трубопроводов, БПЛА способен выполнять работу по пресечению несанкционированного доступа к объектам инфраструктуры. Тепловизор «видит» трубопровод даже на глубине 2–3 метра и фиксирует любой «криминальный» отвод, ведущий от него.

Также при необходимости комплекс беспилотного летательного аппарата может быть оснащен специальными геодезическими GPS-приемниками.

Использование БПЛА позволяет оптимизировать затраты на обеспечение безопасности трубопроводов.

Сергей Макарьевский, консультант Energy Components

— Безопасность эксплуатации трубопроводов зависит от множества факторов: надежности всех объектов транспортной системы, IT-инфраструктуры, каналов связи; поддержки работоспособности всех систем инженерными службами; квалификации персонала и его реакции на возникающие непредвиденные ситуации; соблюдение принятых регламентов, норм и процедур и т. д.

Одним из факторов, влияющих на безопасность, является надежность информационных систем АСУ ТП (SCADA), MES, ERP, поддерживающих производственные и бизнес-процессы предприятия. Непосредственный контроль за транспортной системой и выявление тревожных и аварийных ситуаций осуществляют системы уровня АСУ ТП. Системы уровня MES получают информацию о текущем состоянии трубопровода и предоставляют ее соответствующим специалистам.

Интеграция всех систем позволяет обмениваться данными и своевременно информировать необходимые службы об отклонениях в работе трубопровода. При этом грамотная, продуманная визуализация состояния технологических процессов позволяет уменьшить время реакции персонала на нештатные ситуации.

Нередко нефтегазовые компании используют непроверенное программное обеспечение для автоматизации своих процессов, что негативно сказывается на надежности и безопасности производственной деятельности. Негибкие, недокументированные системы способны удовлетворить потребности компании только в начальный период их использования.

Трубопроводным компаниям следует внимательно подходить к выбору информационных систем для автоматизации своих процессов, принимая во внимание функциональную расширяемость, масштабируемость и тиражируемость решения, дальнейшую техническую поддержку, стоимость внедрения и обслуживания.

Наряду с прочими информационными системами внедрение надежной и гибкой системы учета углеводородов позволяет повысить безопасность транспортировки.

Иван Дудин, генеральный директор компании Honeywell в Казахстане

— Наиболее распространенными причинами аварий на трубопроводах являются несанкционированные врезки. Свести аварийные ситуации к минимуму поможет внедрение специальной системы безопасности. Выбираемая система должна соответствовать типу местности, в которой располагается трубопровод, а также его эксплуатационным характеристикам. Очень важно, чтобы система безопасности не накладывала существенных ограничений на глубину прокладки волоконного оптического кабеля (ВОК).

Работу системы безопасности может значительно осложнить хозяйственная деятельность местного населения на территории, прилегающей к трубопроводу (сезонные выпасы скота, земледелие и т. д.). Появляется угроза обнажения кабеля и, соответственно, возникновения помех в работе всей системы.

Для защиты трубопроводов применяются системы, которые по колебаниям почвы способны обнаружить врезки к нефтепроводу.

Эти системы не имеют жестких требований по удаленности ВОК от оси нефтепровода, они быстро устанавливаются и монтируются, но наладка и калибровка системы занимают более длительное время. Для работы с такими системами необходим квалифицированный персонал.

Такие решения обеспечивают тесную интеграцию производственных подсистем, за счет чего операторы быстро получают актуальную информацию о производственном процессе и могут оперативно принять необходимые решения для устранения проблем.

Олег Харченко, директор по профессиональным услугам Bentley Systems в России и СНГ

— Сегодня компаниями разрабатывается целый ряд решений, которые используются для обеспечения безопасности эксплуатации инфраструктурных объектов, в том числе нефтепроводов и продуктопроводов.

Система управления информацией жизненного цикла объекта, представляющая собой пакет приложений и служб для управления информацией, повышает эффективность эксплуатации объектов инфраструктуры.

Также применяются решения для обработки результатов лазерного сканирования и наложения фотоизображений на трехмерные модели. Этот инструмент помогает создавать реалистичные картины из трехмерных моделей и оценивать возможные риски при строительстве и эксплуатации трубопроводов.

Компании активно развивают приложения для мобильных устройств, позволяющие увеличить информационную мобильность, обеспечивая целостность данных на всех этапах жизненного цикла объектов инфраструктуры.

При обслуживании нефтепроводов и продуктопроводов новые приложения для iPad помогают упростить процесс планирования техосмотров и инспекций, сбора и обработки данных инспектирования и соблюдения стандартов отчетности, позволяя тем самым сократить время инспектирования на 25%. Подобные приложения повышают эффективность работы инспекторов и экономят время и деньги эксплуатирующих организаций.

Антон Никоненко, генеральный директор ООО «Подводгазэнергосервис»

— Благодаря комплексному решению вопросов технического обслуживания переходов магистральных трубопроводов через водные преграды и продуманной инвестиционной политике обеспечивается надежность их функционирования.

Для обнаружения дефекта заглубления трубопровода на участках подводных переходов можно применять так называемые многолучевые эхолоты, которые за один проход формируют 3D изображение значительного по площади участка дна водоема.

Современные гидроакустические профилографы не только позволяют обнаружить трубопроводы, закрытые водонасыщенными грунтами и измерить толщину защитного слоя, но и распознать состав грунтов.

Также необходимо уделять большое внимание контролю качества изоляционного покрытия подводных трубопроводов.

Изготавливаются внутритрубные роботы, способные проводить поиск дефектов металла трубопроводов, осуществлять их фото и видеосъемку, протаскивать внутри трубы трос для дальнейшей протяжки внутритрубного дефектоскопа. Таким образом решаются задачи внутритрубной дефектоскопии на речных и морских участках трубопроводов с неравнопроходными сечениями труб.

На основании этих данных разрабатываются рекомендации по дальнейшему обслуживанию и проведению ремонтно-восстановительных работ.

Специфические условия диагностики технического состояния морских трубопроводных систем предопределили широкое использование подводных телеуправляемых аппаратов. Эти аппараты не только производят подводную фото- и видеосъемку трубопроводов, но и в режиме on-line осуществляют их наружное диагностирование.

Говоря о проведении ремонтно-восстановительных работ на подводных трубопроводах, созданы средства и методы ремонта локальных дефектов труб, которые устраняются с помощью стальных муфт.

Весьма эффективным методом ремонта протяженных (до десятков метров) участков подводных трубопроводов является метод замены дефектного участка с помощью гибких цанговых соединителей.

Oil & Gas Journal Russia, апрель 2013

Возврат к списку

Обратная связь