رگهای باز صادرات نفت

به گزارش بولتن نیوز، موثرترین و پرکاربردترین روش برای بازرسی و آگاهی از وضعیت خوردگی داخلی خطوط لوله انتقال نفت و گاز در جهان، روش «توپکرانی هوشمند» است. اجرای این عملیات در شرکت پایانههای نفتی ایران با نظارت و پیگیری رئیس و کارشناسان بازرسی فنی و خوردگی فلزات این شرکت در نخستین روزهای آخرین ماه سال 95 انجام شد تا وضعیت سلامت خطوط لوله صادرات نفت خام کشور بدون قطع صادرات نفت و هم زمان با جاری بودن نفت در این خطوط ، مورد ارزیابی قرار بگیرد .
به همین بهانه با سید مصطفی مهدوی، رئیس بازرسی فنی و خوردگی فلزات شرکت ملی پایانه های نفتی ایران گفتوگو کردهایم که در پی میآید.

** لزوم استفاده از روش توپکرانی هوشمند چیست؟
هرگونه پیشامد غیر منتظره مانند نشتی نفت در خشکی و دریا علاوه بر آنکه حادثه زیست محیطی غمانگیزی را به دنبال دارد، میتواند لطمات مالی و خسارات جبرانناپذیری را به پیکره کشور وارد کند و این خطربالقوه تا زمانیکه از سلامت خطوط انتقال نفت مطمئن نباشیم، وجود دارد؛ به همین دلیل این خطوط به بازرسی فنی و بررسی خوردگی نیاز داشت که با استفاده ازروش توپکرانی هوشمند با تکنولوژی تغییر میدان مغناطیسی (MFL) و آنالیز دادهها، میتوانیم به عیوب و آسیبهای احتمالی دست پیدا کنیم.
برای اجرای این پروژه چه مقدماتی نیاز بود؟
برای اجرای پروژه به یکسری اقدامات و آمادهسازی این خطوط نیاز بود که از جمله این اقدامها میتوان به اصلاح خطوط لوله ورودی خارک و تعویض چند شاخه لوله از خطوط لوله شماره 4 و 6، اصلاح و گسترش حوضچههای موجود در محوطه FCS مخازن خارک، خرید و نصب 7 عدد پیگ سیگنالر به روشهات تپ بر روی خطوط لوله، تمیزکاری و روانکاری شیرهای جداکننده سیستم دریافت توپک، بررسی صحت عملکرد دربهای سیستم دریافت توپک، بررسی صحت عملکرد شیرهای تخلیه سیستم دریافت توپک و بررسی صحت عملکردی شیرهای ساحلی خطوط لوله اشاره کرد.
اساسا اجرای عملیات توپکرانی هوشمند چه نتایجی درپی دارد؟
تعیین انواع مختلف عیوب، تعیین طول، عرض، عمق و موقعیت محیطی عیب، تعیین نوع خوردگی داخلی یا خارجی، حفره ای، عمومی و ...، تعیین محل انشعابات، شیرها، فلنجها، اتصالات عایق، غلافهای جوشکاری شده، خمهای لوله و فرورفتگی و زخمی شدن لوله، نقاط تعمیری، اتصالات، سه راهی، خمها و محاسبه حداکثر فشار عملیاتی مجاز (MAOP) با در نظر گرفتن شرایط عملیاتی از نتایج اجرای عملیات توپک رانی هوشمند به شمار میآید.
آیا پیش از این توپکرانی هوشمند در پایانههای نفتی ایران انجام شده است؟
از 6 رشته خط لوله اصلی، خطوط لوله شماره 2 (خطی که بعدا به انتقال آب اختصاص داده شد) و 3 به وسیله پیگ هوشمند UT توسط شرکت خارجی در سال 1374 و خطوط لوله شماره 3 و 4 به وسیله پیگ هوشمند MFL / TFI توسط یک شرکت ایرانی با همکاری شرکت خارجی در سال 1387 بازرسی شده بودند. اما از وضعیت خطوط لوله شماره 1، 5 و 6 اطلاعاتی در دسترس نیست که بتوان برای تعمیرات و یا جایگزینی این خطوط لوله برنامه ریزی مناسبی انجام داد، از این رو امسال توپکرانی هوشمند این سه خط لوله انتقال نفت نیزدر دستور کار قرار گرفت.
این بار چه خطوطی و با چه مکانیزمی مورد ارزیابی قرار میگیرند؟
از میان 5 رشته خط لوله که شامل این عملیات میشوند، 3 رشته خط لوله برای نخستین بار توپکرانی شدند. طی این پروژه، سه خط لوله زیردریایی 30 اینچی، یک خط لوله 42 اینچی و یک خط لوله 52 اینچی در بستر دریا با استفاده از فناوریهای روز و با توجه به استانداردهای تعریف شده موجود جهانی، مورد ارزیابی قرار گرفتند. گفتنی است پروژه توپکرانی هوشمند خطوط لوله گناوه به خارک به روش MFL و براساس تغییرمیدان مغناطیسی اجرا شد. در این توپکرانی هوشمند، سرعت پیگ در خطوط لوله بر اساس دبی سیال و با هماهنگی شرکت پایانههای نفتی ایران و شرکت بهرهبرداری نفت و گاز گچساران تنظیم شد. این سرعت باید همیشه بین نیم تا یک متر بر ثانیه باشد تا اطلاعات صحیحی برداشت شود. البته باید اشاره کنم که با وجود دقت بالای اجرا در این عملیات، هیچ خللی در روند صادرات نفت خام کشورایجاد نشد و هرگز نشده است.
انتخاب پیمانکار این پروژه به چه شیوهای بود؟
برگزاری مناقصه . انجام تشریفات مناقصه برای تعیین پیمانکار اجرایی پروژه توپکرانی هوشمند که پس از طی شدن دو مرحله تشریفات مناقصه سرانجام برنده مشخص شد و یک شرکت ایرانی با همکاری شرکت خارجی به عنوان پیمانکار پروژه برگزیده شد.
با توجه به ریسک بالای اجرای این پروژه، چه تمهیداتی درحوزه «اچاسای» در نظر گرفته شد؟

tavana irna, [05.05.17 16:04]
تدوین سناریوهای لازم در راستای آمادگی کامل شرکت پایانههای نفتی ایران برای اقدام در برابر هرگونه پیشامد غیرمترقبه، همچنین با پیگیریهای انجام شده در سطح مدیران شرکت و در راس آنها مدیرعامل شرکت پایانههای نفتی ایران مقررشد تمام واحدهای مرتبط، در زمان توپکرانی آمادگی کامل برای رویارویی با شرایط اضطراری و بحرانی داشته باشند و با توجه به زیر دریایی بودن خطوط لوله، پیمانکاری مشخص برای گشت زنی و انجام تعمیرات احتمالی در دریا بعد از طی شدن مراحل مناقصه انتخاب شد که درآن به منظور ایمنی بیشتر و جلوگیری از خطرات احتمالی، یک شناورهمراه با تجهیزات کامل تعمیراتی، این گشت زنی را انجام داد.
افزون بر این تدوین دستورالعملهای دقیق ارزیابی ریسک توسط پیمانکار، ایجاد کارگاه تست PTT در خارک جهت راستی آزمایی و کالیبراسیون پیگهای هوشمند، تشکیل جلسات فراشرکتی و انجام هماهنگیهای لازم با نمایندگان شرکتهای مناطق نفتخیزجنوب، نظارت بر تولید و نفت و گاز گچساران از اقداماتی بود که برای اجرای پروژه توپکرانی خطوط لوله انتقال نفت در حد فاصل خارک تا گناوه انجام شد. تا با انجام این عملیات سلامت خطوط لوله زیردریایی که وظیفه انتقال بیش از 93 درصد نفت خام صادراتی کشور را به عهده دارند، تضمین شود.پ