Технико-экономическая оценка технологии  диагностики подводных переходов трубопроводов

Технико-экономическая оценка технологии
дистанционного электромагнитного диагностирования подводных переходов нефте- и газопроводов

Целью разработанной технологии является дистанционное электромагнитное определение пространственного местоположения, состояния изоляционного покрытия и участков напряженного состояния подводных переходов нефте- и газопроводов. В данной статье приводится сравнение экономических показателей существующей методики обследования подводных переходов с разработанной технологией.

Компании, владеющие трубопроводными системами с наличием подводных переходов, имеют потребность в своевременной, достоверной и наименее финансово-затратной диагностике подводных переходов трубопроводов. В настоящее время дистанционная диагностика перехода под водой включает в себя: определение планового положения, определение положения в разрезе, привязка геометрического положения к системе координат, определение состояния изоляционного покрытия.

Описание технологии дистанционной электромагнитной диагностики труюопроводов

Применение разработанной технологии дистанционного электромагнитного диагностирования позволяет определять пространственное местоположение подводного участка нефте – и газопровода, осуществлять привязку геометрического положения к системе координат, определять напряженные состояния тела трубы и состояние изоляционного покрытия

Разработанная технология позволяет выполнять измерения и запись в запоминающее устройство одновременно нескольких параметров. Это делает технологию диагностики перехода трубопровода под водой менее трудозатратной и менее дорогостоящей.

Используемые в технико-экономической оценке проекта нормативы

В просчете трудозатрат и технико-экономических показателей сравниваемых методик использованы нормативы,  разработанные с учетом следующих факторов:

– работы по обследованию подводных участков трубопроводов выполняются специализированными организациями, аттестованными согласно СТО Газпром 2-3.5-046;

– исполнители работ имеют квалификацию, соответствующую технической сложности работ, уровню применяемых приборов и оборудования  согласно ОК 016;

– персонал прошел необходимое обучение и аттестацию, имеет соответствующие допуски и сертификаты на операции, связанные с объектами обследования;

– операции по обследованию выполняются в соответствии с действующими нормативными документами на основании утвержденной заказчиком рабочей документации, при необходимости с учетом проекта производства работ, программы и графика.

Нормативы разработаны в ценах по состоянию на 01.01.2012 для Центрального района (Московская область) Российской Федерации и являются базовыми, и в дальнейшем должны корректироваться с учетом уровня текущих цен.

Нормативы  содержат  единичные расценки, элементные сметные нормы (ЭСН) на операции по видам обследования подводных трубопровода и разработаны и оформлены в соответствии с МДС 81-20.2000.

Стоимость 1 чел.-ч принята по состоянию на 01.01.2012. В состав стоимости 1 чел.-ч включены расходы по оплате труда, в т.ч. компенсационные выплаты, связанные с режимом и условиями труда, а также стимулирующие доплаты и надбавки (премии, вознаграждения и т.п.) в соответствии с МДС 83-1.99, МДС 81-20.2000.

Состав бригад при обследовании подводных трубопроводов принят, исходя из оптимальной загрузки каждого исполнителя с учетом его квалификации в соответствии с РД 51-3-96 и ОК 016.

Стоимость эксплуатации технических средств, приборов и оборудования определена с учетом индексов изменения стоимости эксплуатации на 01.01.2012 и  ценами на приборы, оборудование и механизмы, применяемые для работ по обследованию подводных переходов.

Накладные расходы начисляют в соответствии с МДС 81-35.2004, МДС 81-33.2004 и МДС 81-34.2004 дополнительно в процентах от фонда оплаты труда по видам работ.

Сметную прибыль начисляют в установленном порядке в соответствии с МДС 81-35.2004, МДС 81-25.2001 , в процентах от фонда оплаты труда  по видам работ.

Прочие работы и затраты сводного сметного расчета  определяют согласно МДС 81-35.2004 в текущем уровне цен с учетом специфики проведения диагностических работ.

Нормы  определены для нормальных условий проведения работ на основе ГЭСН 2001-44:

– скорость течения реки при работе с катера до 1,5 м/с, для операции с маломерных плавсредств до 0,5 м/с;

– волнение  при работе с катера до двух баллов  (высота волны от 0,25 до 0,75 м), при работе с маломерных плавсредств до одного балла (высота волны до 0,25 м);

– глубина водоема соответствует условиям, определенным для применяемых приборов в соответствии с их техническими характеристиками;

– работа в светлое время суток;

– положительная температура воздуха при работах на воде;

– отсутствие мешающего влияния подводных коммуникаций и индустриальных помех при работе с трассоискателем.

Нормальные условия для обследований со спутниковой системой позиционирования:

– отсутствие затенения горизонта в месте проведения обследований инженерными сооружениями (мосты через водную преграду, высокие сооружения на берегу) и естественными препятствиями;

– отсутствие источников мешающих промышленных помех в радиочастотном диапазоне;

– отсутствие в период проведения обследований источников атмосферных помех (грозовые фронты, магнитные бури).

Нормативами предусмотрена работа на реках и водоемах без учета потерь времени на пропуск судов и плотов, по метеоусловиям и другим причинам, не зависящим от исполнителя.

Нормативами учтено выполнение обследований с катера или с маломерных плавсредств в зависимости от условий обследования:

– для несудоходных рек с использованием моторной лодки;

– для судоходных рек с катера мощностью 90 л.с.

Нормативами предусмотрено проведение промерных обследований с судна в движении при средней скорости до 5 км/час.

Для обследований в русловой части перехода с использованием плавсредств предусмотрено применение навигационной системы спутникового позиционирования (ССП).

Для измерительных работ на берегах и со льда предусмотрено применение как ССП, так и оптических геодезических средств.

В  нормативах не учтены и определяются дополнительно по Справочнику стоимости следующих работ:

– установки временных реперов;

– устройства и обслуживания водомерного поста;

– инструментальных измерений скорости течения;

– расчистки территории и рубки просек.

Нормативы  не включают затраты на выполнение следующих работ, не относящихся к обследованию подводных переходов:

– устранение дефектов перехода, недоделок строительно-монтажных    работ;

– техническое обслуживание перехода;

– устранение эксплуатационных неполадок и аварий;

– корректировку и доработку прикладного программного обеспечения, используемого при обработке данных и разработке отчетной документации.

Общие сведения о технологии дистанционного электромагнитного диагностирования обводненных переходов нефте- и газопроводов

Ранее была обоснована технология дистанционного электромагнитного диагностирования подводных переходов нефте- и газопроводов.

В таблицах 1 и 2  приведена перечень и стоимость основных средств необходимых для проведения обследований.

Таблица 1 – Техника и аппаратура, необходимая для проведения диагностирования подводного перехода нефте- и газопровода по разработанной технологии

№ п/п Оборудование Стоимость, руб
1

2

3

4

5

 

6

 

 

Моторная надувная лодка типа «Бриг», 25 л.с.

Мобильная радиостанция

Системы спутникового позиционирования

Компьютер типа ноутбук

Аппаратура  электромагнитной диагностики трубопроводов

Вспомогательное оборудование

 

Итого

45 000

50 000

50 000

30 000

 

1 500 000

100 000

 

1 775 000

 

Таблица 2 – Техника и аппаратура, необходимая для проведения диагностирования подводного перехода нефте- и газопровода по существующей технологии

№ п/п Оборудование Стоимость, руб
1

2

3

4

5

6

 

7

8

 

9

10

 

Моторная надувная лодка типа «Бриг», 25 л.с.

Эхолот типа «Navisound»

Трассопоисковое оборудование типа Radiodection

Мобильная радиостанция

Системы спутникового позиционирования

Геодезическое средство измерения тахеометр типа ДТМ-0352

Компьютер типа ноутбук

Программа обработки данных приборного обследования «Trans Calc 3,8»

Программа съемочная «Aqua Scan GGT»

Вспомогательное оборудование

 

Итого

45 000

50 000

420 000

50 000

50 000

 

350 000

30 000

 

10 000

10 000

100 000

 

1 115 000

 

Маркетинговые исследования

Статистика отказов обводненных переходов нефтегазопроводов в расчете на мерную длину трубопровода показывает, что их частота больше частоты отказов магистральных нефтегазопроводов в 1,3 раза. В связи с этим к безопасности и надежности подводных участков трубопроводов предъявляются повышенные требования. С принятием Федерального закона «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» (№ 116-ФЗ от 21.07.1997 г.) повысились требования к безопасности опасных производственных объектов, к которым относятся обводненные переходы нефтегазопроводов.

Диагностика обводненных переходов нефте- и газопроводов целью определения его технического состояния является важной задачей. Водолазное обследование очень дорого и трудоемко. Не всегда возможно получить доступ к трубопроводу для контактной диагностики, особенно уложенному в траншею. Для внутритрубной диагностики необходимо иметь камеры приема-запуска на берегах водной преграды, но большинство подводных переходов (за исключением крупных рек) ими не оборудовано. Поэтому дистанционная диагностика участка трубы под водой без непосредственного доступа к трубопроводу является важной, до конца не решенной, задачей. Проведение таких исследований целесообразно при непрерывном движении с автоматической записью всех исследуемых параметров с плавательного средства и желательно без участия оператора.

Изложенное выше свидетельствует о том, что методическое обеспечение, разработка технологий и оснащение соответствующими средствами дистанционного контроля технического состояния подводных переходов трубопроводов для их безопасной эксплуатации являются актуальной.

Для повышения эффективности диагностики обводненных участков трубопроводов нами предлагается использовать комплексный метод дистанционной диагностики, основанный на исследовании ортогональных компонент постоянного магнитного и низкочастотного электромагнитного  поля подводных переходов трубопроводов.

Сравнение трудозатрат разработанной и традиционной технологий

При расчете трудозатрат считалось, объектом исследования является обводненный переход диаметром 1020 мм, ширина зеркала воды 250 м.

Таблица 3 – Определение трудозатрат на проведение диагностирования

Наименование операции Судовой трассоискатель, чел.-ч. АЭМД, чел.-ч.
Разработка маршрута движения плавсредства на компьютерной карте перехода 0,2 0,2
Обработка компьютерной карты с внесением  координатных отметок фактического положения трубопровода 3,5 3,5
Формирование текстовых файлов формата {X,Y,Z} для экспорта в программы обработки полевых данных 0,5 0,5
Установка, приведение в рабочее состояние измерительных средств и оборудования 4,5 1,5
Демонтаж геодезического и бортового оборудования 3 1
Подключение генератора трассопоисковой аппаратуры к трубопроводу и поиск варианта наиболее эффективного распространения сигнала по трубопроводу 2 0,5
Демонтаж трассопоисковой аппаратуры 2 1
Определение пространственного положения трубопровода с плавсредства, а в случае с использованием АЭМД исследование изоляционного покрытия и напряженно-деформированного состояния 3,75 1
Итого 19,45 9,2

Сравнение технико-экономических показателей технологий

Сравним технико-экономические показатели двух методик: традиционную методику и разработанную методику дистанционного электромагнитного диагностирования обводненных переходов нефте- и газопроводов. В расчетных таблицах примем 1 — разработанная технология; 2- традиционная методика.

Экономические показатели рассчитаны сроком на 6 лет. В первый год осуществляются только капиталовложения, а выручка отсутствует. Выручка в первый год составляет 4,68 млн. руб.

Таблица 4 — Смета затрат

№ п/п Элементы затрат Разработанная технология. Сумма затрат, руб/год Традиционная методика. Сумма затрат, руб/год
1 2 3
1 Основная з/п 1 080 000 2 160 000
2 Начисления на з/п 330 480 660960
4 Основные материалы и топливо 600 000 600000
5 Итого затрат 2 010 480 3 420 960

 

Таблица 5 – Сводная таблица

Технология 0 1 2 3 4 5 Итого
Выручка, млн. руб. 1 4,68 4,80 5,30 5,90 6,40 7,10 34,18
2 4,68 5,10 6,40 7,50 8,20 9,36 41,24
Производственные затраты, млн. руб. 1 3,81 3,81 3,86 3,92 3,99 4,06 23,45
2 5,22 5,22 5,27 5,33 5,40 5,47 31,91
в т.ч.  
Материальные затраты, млн. руб. 1 0,60 0,60 0,65 0,71 0,78 0,85 4,19
2 0,60 0,60 0,65 0,71 0,78 0,85 4,19
Маркетинг, млн. руб. 1 1,20 1,20 1,20 1,20 1,20 1,20 7,20
2 1,20 1,20 1,20 1,20 1,20 1,20 7,20
Заработная плата, млн. руб. 1 2,01 2,01 2,01 2,01 2,01 2,01 12,06
2 3,42 3,42 3,42 3,42 3,42 3,42 20,52
Первоначальная стоимость основных средств, млн. руб. 1 1,78 1,48 1,18 0,89 0,59 0,30  
2 1,12 0,93 0,74 0,56 0,37 0,19  
Амортизационные отчисления, млн. руб. 1 0,30 0,30 0,30 0,30 0,30 0,30 1,78
2 0,19 0,19 0,19 0,19 0,19 0,19 1,12
Инвестиции, млн. руб. 1 1,78 1,78
2 1,12 1,12
Налоги (кроме налога на прибыль)  
в т.ч.  
на имущество 2,2%, млн. руб. 1 0,04 0,03 0,03 0,02 0,01 0,01 0,14
2 0,02 0,02 0,02 0,01 0,01 0,00 0,09
Начисления наФОТ (30,2%), млн. руб. 1 0,61 0,61 0,61 0,61 0,61 0,61 3,64
2 0,10 0,10 0,10 0,10 0,10 0,10 0,62
Выплачиваемые проценты по займу (20% годовых), млн. руб. 1 0,51 0,51 0,51 0,51 0,51 0,51 3,06
2 0,32 0,32 0,32 0,32 0,32 0,32 1,92
Всего доходы, млн. руб. 1 4,68 4,80 5,30 5,90 6,40 7,10 34,18
2 4,68 5,10 6,40 7,50 8,20 9,36 41,24
Всего расходы, млн. руб. 1 6,74 4,96 5,01 5,06 5,12 5,18 32,06
2 6,78 5,66 5,71 5,77 5,83 5,89 35,65
                 
Денежный поток, млн. руб. 1 -2,06 -0,16 0,29 0,84 1,28 1,92 2,12
2 -2,10 -0,56 0,69 1,73 2,37 3,47 5,59
Дисконтированный денежный поток, млн. руб. 1 -2,06 -0,15 0,24 0,63 0,88 1,19 0,74
2 -2,10 -0,51 0,57 1,30 1,62 2,15 3,02
Дисконтированный денежный поток накопленным итогом, млн. руб. 1 -2,06 -2,21 -1,96 -1,33 -0,46 0,74  
2 -2,10 -2,62 -2,05 -0,75 0,87 3,02  
 
Налог на прибыль 1 0,00 0,00 0,06 0,17 0,26 0,38 0,87
2 0,00 0,00 0,00 0,35 0,47 0,69 1,51
Чистая прибыль 1 -2,06 -0,16 0,23 0,67 1,03 1,54 1,25
2 -2,10 -0,56 0,69 1,39 1,90 2,77 4,07

 

Разработанная методика дистанционного электромагнитного обследования подводных переходов нефте- и газопроводов

Рисунок 1 – Период окупаемости сравниваемых методик. 1 – Разработанная методика дистанционного электромагнитного обследования подводных переходов нефте- и газопроводов; 2 — традиционная методика.

 

Основные технико-экономические показатели проекта

Чистый дисконтированный доход (ЧДД)

Чистый дисконтированный доход (ЧДД)

где В – выручка за единицу времени; г – единица времени (в нашем случае год);  – норма дисконтирования (10%).

Срок окупаемости проектов определяется из графика (рисунок 1).

Индекс доходности (ИД)

Индекс доходности (ИД)

где ЧДД – чистый дисконтированный доход, К – капитальные вложения.

Традиционная методика дистанционного обследования подводных переходов нефте- и газопроводов

ЧДД = 0,74 млн.руб.

ИД = 1,41

Ток = 4,3 года.

Разработанная методика дистанционного электромагнитного диагностирования

ЧДД = 3,02 млн.руб.

ИД = 3,71.

Ток = 3,4 года.

 

Выводы по технико-экономической оценке проекта

  1. Использование судового трассоискателя в традиционной методике обследования позволяет определять лишь пространственное местоположение подводного участка трубы. Разработанная методика в дополнение к этому определяет состояние изоляционного покрытия и изгибные напряжения подводного участка нефте- и газопровода. Сопоставление проведено для обследования одной нитки подводного труюопровода с шириной зеркала воды 250 м при нормальных условиях.
  2. Показано, что применение АЭМД позволит сократить трудоемкость на определение пространственного местоположения подводного участка на 50-60%, определять нарушения изоляции площадью более 5 см2, оценивать напряженно-деформированное состояние подводного участка трубопровода.
  3. Период окупаемости у разработанной технологии меньше на 0,9 лет. Индекс доходности у разработанной технологии выше на 2,3 пункта. Чистый дисконтированный доход на конец шестого года у разработанной технологии выше на 2,28 млн. руб. Чистая прибыль у разработанной технологии на конец шестого года выше на 325%.
  4. Разработанная методика дистанционного электромагнитного диагностирования подводных переходов нефте- и газопроводов позволит:
  • сократить время на проведение диагностирования;
  • сократить стоимость диагностирования;
  • повысить достоверность диагностирования (исключить пропуски нарушений изоляции и определить размер нарушений);
  • сократить количество используемого оборудования и штат персонала необходимого для диагностирования.

 

УДК 622.692.4:65.011.46

Автор: Пахотин Павел Александрович

к.т.н. кафедры Транспорта нефти и газа Санкт-Петербургского государственного горного университета, e-mail: pakhotin_pavel@mail.ru

Author: Pakhotin Pavel Aleksandrovich

Ph.D. National Mineral Resources University of Mines Department Mining Oil and gas Faculty, e-mail: pakhotin_pavel@mail.ru

Выходные сведения: URL: https://promdevelop.ru/tehniko-ekonomicheskaya-otsenka-tehnologii-diagnostiki-podvodnyh-perehodov-truboprovodov/

Techno-economic assessment of technology
Remote electromagnetic diagnostics of underwater transitions of oil and gas pipelines

Аннотация:
Статистика отказов подводных переходов нефте- и газопроводов в расчете на длину трубопровода показывает, что их частота больше часто-ты отказов магистральных нефте- и газопроводов примерно в 1,3 раза в целом, что ведет к значительному количеству аварий и несет убытки. Обоснование возможности непрерывного дистанционного магнитного и электромагнитного диагностирования подводных переходов нефте- и газопроводов требует приведения не только технических, но и экономических факторов целесообразности разработки новой непрерывной дистанционной технологии состояния обводненных участков магистральных газо- и нефте-проводов.

Ключевые слова: технико-экономическая эффективность, дистанционная диагностика трубопроводов, приборы, подводные переходы трубопроводов, экономическая оценка/p>

Annotation: Statistics of refusals of underwater crossings of oil and gas pipelines in relation to the length of the pipeline shows that their frequency is greater than the frequency of failure of main oil and gas pipelines by approximately 1.3 times as a whole, which leads to a significant number of accidents and incurs losses. The justification of the possibility of continuous remote magnetic and electromagnetic diagnostics of subsea transitions of oil and gas pipelines requires bringing not only technical but also economic factors of expediency of developing a new continuous remote technology for the state of watered sections of main gas and oil pipelines.

Keywords: Technical and economic efficiency, remote diagnostics of pipelines, instruments, underwater pipeline crossings, economic evaluation

Литература:
1. Альбанова Е.В., Крапивский Е.И., Некучаев В.О. Исследование постоянного магнитного поля наземного магистрального трубопровода. Четвертая международная научно-техническая конференция «Диагностика оборудования и конструкций с использованием магнитной памяти металла». М.: 2007. с. 27-29.
2. Белов, Е.М. Велиюлин И.И. , Лобанов В.П. Бесконтактный способ обнаружения дефектов в металле труб действующего трубопровода/ Шестая международная деловая встреча «Диагностика–96». Т.1. Диагностика трубопроводов. М.:ИРЦ Газпром,1996. С.154–167.
3. Беляев, Б.А. Магнитный метод неразрушающего контроля деформаций металла/ Б.А. Беляев, И. Краус, А.А. Лексиков //Заводская лаборатории. Диагностика материалов. – 2002.– № 9/ – том 68. – С. 30-35.
Комплексирование дистанционных геофизических методов для оценки технического состояния трубопроводов / Е.И. Крапивский, А.И. Кобрунов, Н.П. Демченко, И.А. Румянцева // Российский геофизический журнал. – 2000. – №19. – С. 99–104.
4. О современном состоянии контроля надежности магистральных трубопроводов / П. А. Халилев, Б. В. Патраманский, В. Е. Лоскутов, и др.//Дефектоскопия 2000, №1
Пак, В.П. Новое поколение отечественных высокоточных портативных магнитометров/ФГУ НПП «Геологоразведка.
5. Тычкин И.А., Митрофанов А.В., Киченко С.Б. Современные средства и методы оценки состояния ЭХЗ и изоляционных покрытий подземных трубопроводов/ И.А. Тычкин, А.В. Митрофанов, С.Б. Киченко // Обз. информ. Сер.:Защита от коррозии оборудования газовой промышленности. — ООО «ИРЦ Газпром». – 2001. – 130 с.
6. Техническая и параметрическая диагностика в трубопроводных системах: Учебное пособие. / Под общей редакцией Ю.Д. Земенкова. – Тюмень: Издательство «Вектор Бук», 2002. – 432 с.

169 1

1 комментарий

Отправить ответ

Войти с помощью: 
avatar
Упорядочить:   новые | старые | популярные
telepuz18
telepuz18

Да, понятно, что экологическая безопасность превыше всего поэтому проблема диагностики очень актуальна, но так же актуальна и ее цена, так как все эти расходы закладываются в стоимости – это раз, а во-вторых снижают прибыль . Поэтому сокращения расходов на диагностику не менее актуально для компаний имеющих подводные участки нефте- и газопроводов. И, так как, применение АЭМД позволяет сократить трудоемкость , то внедрение этого метода было бы преимущественным для ряда компаний. Это помогло бы в разы сократить расходы и увеличить прибыль не только за счет снижения расходов на диагностику, но и за счет качества диагностики. То есть, более точного определения нарушений в изоляции и размера этого нарушения. Что, в свою очередь, сократило бы количество аварий и снизила затраты на их устранение. И привело к сохранению экологии. Самого дорогого ресурса, о котором нельзя забывать, и ставить свои интересы выше интересов экологи водных ресурсов, в которых находятся обследуемые объекты.
Но тут есть и отрицательная сторона, которая заключается в сокрушении штата сотрудником, то есть сокращении рабочих мест. Ведь, лишних сотрудников придется уволить или переквалифицировать, что тоже может повлечь за собой определенные затраты. О которых автор статьи не упоминает. Да, для компании сокращения штата и возможность автоматизации труда, несомненно, хорошо, но что делать сотрудником, труд которых уже будет не востребованным?

wpDiscuz