Снип iii-18-75 металлические конструкции. глава 4. дополнительные правила для конструкций цилиндрических вертикальных резервуаров

СНиП III-18-75 Металлические конструкции. Глава 4. Дополнительные правила для конструкций цилиндрических вертикальных резервуаров

Госстрой СССР, 1975

64

СНиП 3.03.01-87 Несущие и ограждающие конструкции

«

65

ГОСТ 9.402-80 ЕСЭКС Покрытия лакокрасочные. Подготовка металлических поверхностей перед окрашиванием

Г осударственный комитет СССР по стандартам

66

ГОСТ 17032-71 Резервуары стальные горизонтальные для нефтепродуктов. Типы и основные размеры

То же

67

ГОСТ 2517-85 Нефть и нефтепродукты. Отбор проб

«

68

ВСН 311-81 ММСС СССР Инструкция по изготовлению и монтажу вертикальных цилиндрических резервуаров

Минмонтажспецстрой СССР, 1982

69

ВСН 158-83 Инструкция по протекторной защите внутренней поверхности нефтяных резервуаров от коррозии

ВНИИСТ

*

70

ВСН 01-75 Инструкция по проектированию стальных вертикальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов

Миннефтехимпром СССР, 1975

*

71

СН 90-60 Указания по применению железобетонных и металлических резервуаров для хранения нефти и нефтепродуктов

Госстрой СССР

*

* Приведены в качестве справочных.

Трубопроводному транспорту нефти и нефтепродуктов в России исполняется скоро 100 лет.

Первый магистральный продуктопровод диаметром 203 мм и протяженностью 883 км с 17 насосными станциями был построен в 1896—1906гг. по инициативе Д.И. Менделеева (проект В.Г. Шухова) и предназначался для перекачки экспортного керосина из Баку в Батуми. В то время это был самый крупный в мире трубопровод.

До 1917 г. на территории России было проложено 1147 км магистральных трубопроводов общей пропускной способностью около 2,5 млн. т в год.

В 1936 г. был построен нефтепровод Гурьев — Орск диаметром 300 мм и общей протяженностью 709 км, по которому в начальный период перекачивалась бакинская нефть, транспортируемая из Баку до Гурьева морским путем. С увеличением добычи нефти на Эмбинских месторождениях нефтепровод был переоборудован для перекачки местных высококачественных нефтей.

Становление России как великой нефтяной державы началось с открытия и освоения месторождений так называемого второго Баку — Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. Первым наиболее крупным месторождением в этом регионе было Ишимбаевское, открытое в 1932 г. Для поставки оттуда нефти на Уфимский крекинг-завод в 1937 г. был введен в эксплуатацию первый в этом регионе страны нефтепровод Ишимбай — Уфа условным диаметром 300 мм, протяженностью 168 км, который сыграл огромную роль в экономике страны, особенно в годы Великой Отечественной войны.

Вслед за разработкой Ишимбайского месторождения последовало освоение Туймазинского, Бавлинского, Бугуруслан-ского и ряда других месторождений угленосной нефти с незначительным дебитом.

Настоящий прорыв в нефтедобыче произошел после открытия в 1944 г. девонской нефти в Башкирии. Для подачи ее на Уфимский крекинг-завод в 1947 г. был построен в эксплуатацию магистральный нефтепровод Туймазы — Уфа диаметром 350 мм, протяженностью 180 км. В эти же годы прокладываются нефтепроводы местного значения: Серафимовка — Субханкулово, Нарышево — Бавлы, Зольное — Сызрань, Саратов — Наливная.

Бурное развитие трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов началось в 50-е годы.

В этот период строятся и вводятся в эксплуатацию такие крупные нефтепроводы, как Туймазы — Уфа-II диаметром 350 мм, протяженностью 157 км; Туймазы — Уфа-III диаметром 500 мм, протяженностью 155 км; Туймазы — Омск-I диаметром 500 мм, протяженностью 1336 км; Шкапово — Ишимбай диаметром 500 мм, протяженностью 146 км; Бавлы — Куйбышев-I диаметром 300 — 350 мм, протяженностью 308 км; Бавлы — Куйбышев-II диаметром 500 мм, протяженностью 308 км; Ромашкино — Куйбышев диаметром 500 мм, протяженностью 250 км; Куйбышев — Саратов, диаметром 500 мм, протяженностью 357 км; Кротовка — Куйбышев диаметром 500 мм, протяженностью 100 км; Туймазы — Омск-II диаметром 700 мм, протяженностью 1,334 км; Субханкулово — Шкапово диаметром 500 мм, протяженностью 94 км; Субханкулово — Альметьевск диаметром 500 мм, протяженностью 110,8 км; Субханкулово — Азнакаево диаметром 700 мм, протяженностью 62 км; Омск — Татарская диаметром 700 мм, протяженностью 179 км и т.д. В 1954 г. завершилось строительство I продуктопровода Уфа — Омск диаметром 350 мм, протяженностью 1176 км, а в 1959 г. — II продуктопровода Уфа — Петропавловск диаметром 500 мм, протяженностью 915 км.

Уже первый опыт сооружения магистральных трубопроводов и их последующая эксплуатация показали необходимость проведения исследований, научного обоснования и решения ряда важных вопросов, таких как выбор технологии и режима перекачки при заполнении трубопровода нефтью или нефтепродуктом с вытеснением воды в случае прямого контактирования, а также при последовательной перекачке нефтепродуктов, подготовке нефтепроводов к перекачке нефтепродуктов, очистке трубопроводов от отложений парафина и грязи и т.д.

В середине 50-х годов особую актуальность приобрела проблема ремонта трубопроводов. До этого времени защита трубопроводов различного назначения осуществлялась только пассивными методами, т.е. покраской или нанесением битумной изоляции на наружной поверхности трубопровода, в основном нормального типа. Однако с расширением районов строительства, особенно в северном и восточном направлениях, где значительная часть трассы трубопроводов проходит через заболоченные, обводненные, засоленные участки и т.д., эффективность защиты трубопроводов только покрытиями стала явно недостаточной и трубопроводы начали подвергаться коррозионному разрушению. Более того, в этот период началась интенсивная электрификация железных дорог. Рельсовое хозяйство и железнодорожное полотно подготавливались практически без учета влияния построенных на этой трассе трубопроводов. При этом средства электрохимической защиты трубопроводов от действия блуждающих токов и почвенной коррозии отечественной промышленностью не выпускались. Расположенные в непосредственной близости от железных дорог магистральные трубопроводы стали усиленно корродировать.

Например, на участке Уфа — Челябинск, где железную дорогу начали переводить на электрическую тягу в 1955 г., появились коррозионные повреждения от блуждающих токов, сила которых местами достигала 1000 А и более. Только сквозных повреждений на этом участке даже при интенсивной защите трубопроводов путем прямого дренажа блуждающих токов к отсасывающим фидерам тяговых подстанций было ликвидировано в 1955 г. — 5 шт., 1956 г. — 7, 1957 г. — 27.

Таким образом, в середине 50-х годов остро встала проблема аварийного и капитального ремонта трубопроводов на участках значительной протяженности.

Первоначально все ремонтные работы выполнялись хозяйственным способом силами эксплуатационного персонала перекачивающих станций. Производственные операции — от рытья шурфов до засыпки отремонтированных участков — осуществлялись в основном вручную (в лучшем случае — с помощью бульдозеров, иногда — роторным экскаватором).

В 1957 г. в составе Башкирского научно-исследовательского института по переработке нефти создается отдел транспорта и хранения нефти. В 1959 г. в связи с расширением круга специфических проблем, в том числе проблем защиты трубопроводов от коррозии и капитального ремонта подземных трубопроводов, на базе этого отдела был организован институт "НИИтранснефть", ставший головным научно-исследовательским предприятием Миннефтепрома СССР — единственной в стране организацией, занимающейся технологией транспорта, хранения и капитальным ремонтом магистральных нефте- и нефтепродуктопроводов. В 1970 г. институт был переименован во Всесоюзный научно-исследовательский институт по сбору,    подготовке и транспорту    нефти

(ВНИИСПТнефть), а в 1992 г. — в Институт проблем транспорта энергоресурсов (ИПТЭР). В институте были созданы отделы и лаборатории по основным проблемам трубопроводного транспорта нефти, в первую очередь поддержания и повышения надежности и безопасности трубопроводов, начиная от исследования влияния различных процессов и явлений на несущую способность трубопроводов до восстановления необходимой ее величины, обеспечивающей плановый объем перекачки.

С 1962 г. начинается внедрение технических средств и новых материалов, испытываются первые очистные и изоляционные машины разработки НИИтранснефти. В период с 1962 8

по 1968 г. внедряются очистные машины ОМС-1, ОМС-2, ОМС-2М и изоляционные машины УИМ-14,    УИМ-20,    с

1965 г. — поточный механизированный метод ремонта трубопроводов.

В 1967 г. начинается освоение способа механизированного нанесения нового изоляционного покрытия трубопроводов на основе битумной мастики, армированной стеклохолстом; впервые применяется вскрышной экскаватор ЭВР-529.

В эти же годы разрабатываются правила капитального ремонта магистральных нефтепроводов, инструкции и другие нормативные материалы, охватывающие основные вопросы ремонта подземных трубопроводов на равнинных участках.

Интенсивность и масштабы работ возросли в начале 70-х годов. Были созданы и внедрены в производство следующие крупные разработки:

техника и технология резки трубопроводов энергией взрыва;

изоляционное покрытие типа Пластобит (Пластобит-2, Пластобит-2М, Пластобит-40) и грунтовка под это покрытие, имеющие эксплуатационный срок службы не менее 35 лет;

комплекс очистных и изолировочных машин для нефтепроводов всех диаметров до 720 мм включительно;

комплекс механизмов и машин для ремонта нефтепроводов диаметром 820—1220 мм;

комплекс машин и механизмов для аварийного ремонта нефтепроводов;

методики расчета на прочность и устойчивость ремонтируемых участков нефтепроводов;

технологические процессы капитального ремонта нефтепроводов в различных природно-климатических условиях, в том числе без остановки перекачки, при давлении до

2,5 МПа.

Кроме того, разработаны, периодически дополняются и обновляются правила капитального ремонта нефтепроводов и нефтепродуктопроводов. Исследованы различные состояния подземных трубопроводов и по результатам этих исследований разработаны рекомендации по учету старения трубных сталей при проектировании и эксплуатации магистральных нефтепроводов и т.д.

Тесное сотрудничество предприятий, эксплуатирующих магистральные нефтепроводы, с ИПТЭР позволило капитально отремонтировать около 20 тыс. км подземных магистральных нефте- и нефтепродуктопроводов.

В настоящей книге обобщен накопленный опыт ремонта подземных нефтепроводов с заменой труб и изоляции, а также выборочного ремонта.

ФАКТОРЫ, ВЛИЯЮЩИЕ НА СНИЖЕНИЕ НАДЕЖНОСТИ ПОДЗЕМНЫХ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ

1.1. ОЦЕНКА ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ И ВЫБОР ВИДОВ И УЧАСТКОВ КАПИТАЛЬНОГО РЕМОНТА НЕФТЕПРОВОДОВ

Современная сеть магистральных нефтепроводов характеризуется значительной протяженностью, большими диаметрами, значительным возрастом и высоким давлением перекачки.

Возрастной состав и повышенные требования к экологической безопасности объектов нефтепроводного транспорта обусловливают необходимость обеспечения надежной, безотказной работы и предупреждения аварий нефтепроводной системы.

Аварии на магистральных нефтепроводах кроме экономического ущерба от их простоя, потерь нефти, затрат на ликвидацию аварии создают значительную угрозу для окружающей среды. Кроме того, ущерб от отказов магистральных нефтепроводов в ряде случаев для поставщиков и потребителей нефти значительно выше ущерба нефтетранспортников. В этих условиях большое значение приобретают вопросы обеспечения надежности магистральных нефтепроводов, т.е. способности их объектов выполнять заданные функции в период эксплуатации. И здесь особое внимание должно уделяться надежности линейной части нефтепровода.

Подземные нефтепроводы подвергаются интенсивному воздействию как внешних факторов, так и воздействию перекачиваемой жидкости, в результате чего в материале труб происходят различные физические и физико-химические процессы, основными из которых являются старение и износ.

Трубопроводы линейной части магистральных нефтепроводов практически не имеют резерва, и поэтому их отказ может привести к длительному простою всего магистрального нефтепровода или системы магистральных нефтепроводов.

Обеспечение надежной и безотказной работы крупных транспортных систем, к которым относятся магистральные нефтепроводы, представляет задачу государственной важности, при решении которой значительное место отводится вопросам капитального ремонта линейной части трубопроводов. Под капитальным ремонтом этих трубопроводов понимают комплекс технических мероприятий, направленных на полное или частичное их восстановление до характеристик, обеспечивающих надежное нефтеснабжение, с учетом перспективы их загрузки.

О необходимости проведения капитального ремонта нефтепроводов и его масштабности свидетельствуют следующие цифры: в настоящее время на территории России эксплуатируется около 50 тыс. км магистральных нефтепроводов, представляющих единую систему, которая обеспечивает нормальное функционирование нефтяного рынка и транспортировку

99,5 % добываемой в России нефти.

Учитывая, что состояние магистральных нефтепроводов должно соответствовать действующим требованиям промышленной безопасности, оценке технического состояния трубопровода и выбору вида его ремонта должно уделяться большое внимание, тем более, что федеральным законом России "О промышленной безопасности опасных производственных объектов" № 116-ФЗ от 21 июля 1997 года магистральные нефтепроводы отнесены к опасным производственным объектам и подлежат обязательному декларированию промышленной безопасности.

При оценке технического состояния подземных нефтепроводов необходимо учитывать ряд факторов, которые влияют на его надежность.

1. Несовершенство нормативной документации по проектированию и строительству нефтепроводов.

Несмотря на недостатки ныне действующих нормативных документов, в них заложены более жесткие требования по сравнению с ранее действовавшими. Так, например, в более ранних документах допускались применение соединительных деталей трубопроводов полевого изготовления, косина сты-12 ков до 3°, прокладка магистральных трубопроводов по территории городов, населенных пунктов, промпредприятий и т.д.

Характерный пример изменения параметров испытаний трубопроводов по испытательному давлению и продолжительности испытаний, закладываемых в нормативные документы, приведен в табл. 11 [5].

Переиспытание ранее построенных нефтепроводов в соответствии с действующими нормативными требованиями не всегда возможно в связи со сложностью, а чаще из-за невозможности сброса промывочной и опрессовочной воды, ее последующей очистки в массовом объеме и доведения качества до санитарных норм. Еще большую сложность представляет переопрессовка опасных участков нефтепровода, т.е. участков, при порывах которых могут возникнуть техногенные чрезвычайные ситуации, в местах расположения жилых массивов, объектов туризма и массового отдыха, рыболовства, а также объектов окружающей природной среды, экологически уязвимых к воздействию утечек нефти или нефтесодержащих стоков. На таких участках наиболее целесообразен ремонт нефтепровода с заменой труб.

За последние годы значительно возросли требования к ка-тегорийности участков нефтепроводов на пересечениях и при прокладке в одном техническом коридоре с другими коммуникациями, на переходах через естественные и искусственные препятствия.

Действующие в последние годы нормативные документы

Таблица 1.1

Параметры испытаний трубопроводов по испытательному давлению

по проектированию и строительству нефтепроводов имеют также ряд существенных недостатков с точки зрения безопасного содержания и эксплуатации нефтепроводов в настоящее время на перспективу.

Например, согласно СНиП 2.05.06 — 85* заглубление трубопроводов до верха трубы надлежит принимать не менее 0,8 м при условном диаметре менее 1000 мм и 1,0 м — при диаметре 1000 мм и более на обычных участках и грунтах, т.е. заглубление трубопроводов осталось на уровне ранее существовавших норм. Дополнительное заглубление нефтепровода должно определяться с учетом обеспечения оптимального режима перекачки. Практически с целью удешевления строительства проектируемая глубина заложения нефтепровода принимается близкой к минимальной нормативной. Нормативный срок службы нефтепроводов согласно существующим амортизационным отчислениям составляет 33 года, а фактически некоторые из них эксплуатируются уже около 50 лет. В течение этого срока могут меняться условия их эксплуатации: развиваться эрозия почвы над нефтепроводами, меняться свойства перекачиваемых нефтей, сокращаться объемы перекачки; кроме того, возможна консервация или отключение нефтепроводов на продолжительное время, иногда с их опорожнением, а также необходимость использовать трубопроводы для перекачки других жидкостей, например воды и т.д. Если не учесть все эти условия при строительстве нефтепроводов, это может привести к их повреждениям и внеплановым ремонтам с заглублением или заменой труб.

Другой пример: по ныне существующему СНиП III-42 — 80* ширина траншеи по дну должна быть не менее D + 300 мм для трубопроводов диаметром до 700 мм и 1,5D — для трубопроводов диаметром 700 мм и более. Это относится и к скальным грунтам. При этом основания под трубопроводы в скальных и мерзлых грунтах следует выравнивать слоем мягкого грунта толщиной не менее 10 см, но не более 20 см над выступающими частями основания. Максимальный допуск половины ширины траншеи по дну по отношению к разби-вочной оси составляет 20 см. При этом не нормируются размеры выступающих частей скальных пород на стенках и дне траншеи, не учитывается возможность значительной просадки подстилающего слоя из мягкого грунта, особенно под нефтепроводами большого диаметра. В итоге проектируются и строятся трубопроводы с разработкой траншеи ниже нижней отметки трубопровода не более чем на 10 — 20 см, что в последующем при просадке подстилающего слоя приводит к 14 повреждению изоляции и стенки трубопроводов. Учитывая, что подъем нефтепроводов больших диаметров по условиям их прочности и устойчивости не допускается, на участках скальных пород осмотр и тем более ремонт нефтепроводов становится невозможным. На таких участках почти все нефтепроводы и тем более нефтепроводы больших диаметров подлежат ремонту с заменой труб.

2. Недостатки проектных решений

Качество проектных работ зависит от полноты изложения задания на проектирование, опыта и квалификации проектировщиков, качества и полноты изыскательских работ, использования достижений и опыта других проектных, а также строительных и эксплуатационных организаций, принятия более далекого расчетного срока развития городов, промышленных и сельскохозяйственных предприятий, расположенных по трассе нефтепровода, обоснованного выбора труб и изоляционных покрытий и т.д.

Например, при строительстве второго нефтепровода Туй-маза — Омск — Новосибирск (ТОН-II), технический проект которого был утвержден в декабре 1956 г., а строительство осуществлено в 1957—1959 гг., на многих участках была выполнена нормальная битумная изоляция при отсутствии средств электрохимзащиты, хотя трасса нефтепровода на многих участках проходит по солончаковым грунтам, заболоченной и обводненной местности и почти на всем протяжении вблизи или параллельно магистральной железной дороге. Более того, уже в 1955 г. началась электрификация этой дороги на участке Уфа — Челябинск. В итоге в течение нескольких лет произошло активное коррозионное разрушение нефтепровода на участке Уфа — Челябинск и значительное коррозионное повреждение на остальных участках.

При проектировании магистральных нефтепроводов с промежуточными перекачивающими станциями, работающими по схеме "из насоса в насос", в пределах технологического участка рассматривается схема работы или всех промежуточных станций, или через одну, начиная от станции с резер-вуарным парком. На практике нередко при внеплановых и плановых остановках, отключениях промежуточных станций возможна работа участка при отключении двух и более промежуточных станций.

В итоге на участках пересеченной местности в ряде точек нефтепровода давление оказывается выше допустимого по проекту, что приводит к остановке станций всего технологического участка, а нередко и всего нефтепровода. Вследствие этого увеличиваются циклы нагрузки с вытекающими отсюда последствиями.

При проектировании нефтепроводов недостаточно учитывается накопленный опыт научно-исследовательских организаций, в том числе ИПТЭР, в частности, по изучению старения трубных сталей, малоцикловым разрушениям, защите от внутритрубной коррозии и т.д.

3. Качество материалов, труб и изделий

До 1970 г. фасонные изделия нефтепроводов были сварными, в основном полевого изготовления. В течение 1970 — 1975 гг. частично применялись фасонные изделия заводского изготовления, а после 1975 г. — только заводского изготовления.

Изоляция первых нефтепроводов была битумной и битум-но-бризольной; срок службы ее по диэлектрическим свойствам составлял около 15 лет. С 1970 г. практически повсеместное применение нашли пленочные изоляционные покрытия. Обследования таких покрытий показывают, как правило, наличие подпленочной коррозии и снижение адгезионных свойств покрытия уже через 8—10 лет эксплуатации.

Качество трубных сталей и изготовления труб, применяемых при строительстве первых нефтепроводов, было весьма низким. Прежде всего это относится к катаным трубам диаметром до 350 мм. Так, только в процессе опрессовки после строительства первого нефтепровода Туймаза — Уфа, построенного в 1947 г., на участке 183 км произошло 44 прорыва по телу труб, поставляемых Челябинским трубопрокатным заводом. Слабой трещиностойкостью обладают и трубы из стали марки 19Г, широко применявшиеся в конце 50 — начале 60-х годов. Выпускаемые в настоящее время отечественные трубы, используемые для строительства магистральных нефтепроводов, также не удовлетворяют современным требованиям надежности и долговечности магистральных трубопроводов по следующим показателям:

качеству стали (низкая ударная вязкость, расслоения, отклонения в допусках изготовления листа);

геометрии проходного сечения (отклонения наружного диаметра труб, большая овальность, особенно у труб большого диаметра);

качеству продольного заводского стыка (сварка током высокой частоты не освоена, а при сварке под флюсом не достигается требуемое качество из-за наличия шлаков);

термообработке заводского шва (околошовная зона имеет напряжение в 1,2—1,5 раза выше, чем по телу трубы);

не учитывается циклический характер работы нефтепроводов;

не учитываются старение металла труб и его интенсивность в зависимости от марки стали.

В настоящее время оптимальными по надежности и экономичности изготовления на российских трубных заводах признаны прямошовные трубы из листовых сталей марок 12ГСБ и 12Г2СБ классов прочности К52 и К56 соответственно, несмотря на то что они разработаны для газопроводов [11].

4. Цикличность загрузки нефтепроводов

Многолетний опыт эксплуатации нефтепроводов показал зависимость аварийных разрушений трубопроводов от цикличности их загрузки. При этом порывы трубопроводов чаще всего происходят при возобновлении перекачки в период пуска и изменении режима перекачки.

Цикличность загрузки нефтепроводов зависит от: объемов перекачиваемой нефти;

отсутствия свободной емкости у владельцев нефтепровода; отсутствия свободной емкости у потребителя нефти или на перевалочной нефтебазе;

изменения режимов перекачки по указанию диспетчерской службы (обычно в связи с плановыми или внеплановыми работами в смежных трубопроводно-транспортных предприятиях, на нефтеперерабатывающих заводах);

собственных плановых и внеплановых работ на НПС и линейной части;

отказов или ложного срабатывания системы телемеханики;

ошибочных действий обслуживающего персонала. Исследования, проведенные в ИПТЭР, показали, что подземные нефтепроводы подвержены малоцикловым разрушениям (число циклов до 5-10⁴ — 5-10⁵) в случае упругопластичного характера их деформированного состояния. Общее число циклов до разрушения складывается из числа циклов до зарождения трещины в вершине дефекта и числа циклов от зарождения трещины до полного разрушения, т.е. разгерметизации трубопровода. Число циклов до разрушения при наличии дефектов в виде глубоких царапин, вмятин с микротрещинами, подрезов и непроваров, особенно в продольных швах, может составлять от одного до нескольких сотен. Даже небольшие отклонения от установленных ГОСТом требований к качеству труб, сборке и сварке, технологии строительства трубопровода в конечном счете приводит к малоцикловым разрушениям при числе циклов, существенно меньшем его порогового значения.

5.    Старение трубных сталей

Исследования металла труб магистральных нефтепроводов, бывших в эксплуатации, проведенные ИПТЭР, показали, что при длительной эксплуатации нефтепроводов происходит о х -рупчивание металла труб, т.е. снижается сопротивляемость их хрупкому разрушению, которая зависит как от срока службы нефтепроводов, так и качества трубных сталей. Интенсивность процесса старения эксплуатируемых трубных сталей при других равных условиях практически прямо пропорциональна количеству углерода в стали. Следовательно, для трубных сталей марок 14ХГС, 14ГН, 09Г2С и т.д. коэффициент старения примерно в 1,5 раза меньше, чем для сталей 17ГС, 19Г.

Полученные результаты по исследованию труб позволяют сделать вывод, что надежность нефтепроводов определяется не только прочностью сталей, но и прежде всего их сопротивляемостью деформационному старению в процессе эксплуатации. Это указывает на необходимость учета эффекта старения при решении технологических и ремонтных задач: при определении режима оптимальной загрузки, планировании переиспытания, выборе срока и вида капитального ремонта [8, 14].

6.    Почвенная коррозия и коррозия под действием блуждающих токов

Коррозия нефтепроводов под действием блуждающих токов и коррозионно-активных грунтов является наиболее распространенным фактором снижения надежности и целостности нефтепроводов. Особую опасность представляют блуждающие токи электрифицированных железных дорог, вызывающие коррозию трубопроводов на значительных участках всего за 1—2 года. Повреждения под воздействием коррозионно-активных грунтов происходят за более длительное время, в зависимости от типа и влажности грунта, а также наличия растворенных в воде химически активных веществ и т.д.

Защита подземных трубопроводов от коррозии осуществляется комплексно: изоляционными материалами и средствами электрохимзащиты.

Техническое состояние трубопроводов зависит от типа и качества изоляционного покрытия, срока его службы, применяемых средств активной защиты и эффективности их работы, своевременности подключения вновь вводимого в эксплуатацию участка трубопровода к средствам электрохим-18 защиты и комплексности защиты всех подземных коммуникаций, проходящих в одном техническом коридоре или пересекающих его.

К недостаткам битумных, битумно-бризольных и широко применяемых в настоящее время пленочных покрытий нефтепроводов относятся их быстрое старение и ухудшение защитных свойств, что обусловливает необходимость проведения капитального ремонта нефтепроводов с заменой изоляционного покрытия.

7.    Внутритрубная коррозия

При перекачке высокосернистых нефтей, особенно сероводородсодержащих, нефтепроводы подвергаются внутри-трубной коррозии. Интенсивность ее зависит от содержания сероводорода и различных сернистых соединений, обводненности нефти, скорости потока, рельефа местности, качества металла трубы. Кроме химического разрушения происходит сероводородное наводораживание стенок трубы, что в значительной степени снижает запас пластичности и параметры циклической трещиностойкости.

Следует обратить внимание на два обстоятельства, которые не всегда учитываются в проекте и возникают в процессе эксплуатации нефтепровода:

а) подключение к нефтепроводу уже в процессе его эксплуатации нефтепромыслов с наличием в продукции сероводорода и сернистых соединений. В этих условиях часто нефтепровод оказывается не подготовленным к ингибированию; исследования, выработка рекомендаций и проведение ингибирования требуют продолжительного времени, в то время как уже происходят значительные повреждения стенок трубопровода;

б) при сокращении объема перекачки скорость потока нефти может достигнуть величины, при которой прекращается вынос воды с пониженных мест. Чем меньше скорость и сложнее рельеф местности, тем больше будет таких участков. Эти участки в первую очередь подвержены внутритруб-ной коррозии. При этом наиболее сильно корродируют головные участки нефтепроводов.

Поэтому расчетное значение номинальной толщины стенки труб как при строительстве, так и при капитальном ремонте с заменой труб должно приниматься с поправкой на внутреннюю коррозию в зависимости от коррозионной активности транспортируемой нефти или нефтепродукта и расчетного срока эксплуатации трубопровода.

8.    Путевые подкачки и сброс нефти

Путевые подкачки (с промыслов или других нефтепроводов) и сброс нефти приводят к увеличению цикличности работы нефтепроводов, загрублению защиты в системе телемеханики, а при ошибочных действиях персонала - к отключению нефтепровода или его порыву.

В соответствии с "Нормами технологического проектирования магистральных нефтепроводов" ВНТП 2-86 подкачка нефти допускается только на станции с резервуарной емкостью. Однако на практике это не всегда осуществимо. Поэтому возможность путевых подкачек и сброса нефти следует учитывать как при анализе технического состояния нефтепроводов, так и при принятии решения о капремонте.

9. Температура окружающего воздуха в период строительства нефтепроводов и температура перекачиваемой нефти

При строительстве нефтепроводов не учитывается температура окружающего воздуха и температура перекачиваемого продукта (кроме "горячих" нефтепроводов), что сказывается на качестве, состоянии и долговечности трубопроводов.

В случае, когда трубопровод построен зимой, с наступлением теплого периода происходит "выпучивание" его из траншеи, особенно при вскрытии участка для капремонта; при этом сварные стыки работают на излом. Не исключена деформация стенки трубы. Если трубопровод построен в летний период, то с наступлением холодов стыки работают на растяжение, а сам трубопровод, уложенный в пределах радиуса упругого изгиба на пересеченной местности, переходах через овраги, ручьи, речки и т.п., может "всплыть", в последующем не возвращаясь к первоначальным отметкам.

Большое влияние оказывает и температура закачиваемого в трубопровод продукта. Высокая температура нефти характерна для головных участков нефтепровода, где иногда подготовленная товарная нефть с температурой выше 40 °С подается в магистральный нефтепровод. В начале 80-х годов, когда по нефтепроводам Усть-Балык - Курган - Уфа - Альметьевск и Нижневартовск - Курган - Куйбышев объем перекачки превысил нормативный на 20 %, температура нефти и на конечном участке достигала 50 °С. Это приводило к нарушению и быстрому старению изоляции трубопроводов, вызывало большие осевые усилия и сказывалось на состоянии узлов приема и пуска скребка, узлах подключения лупин-гов и блокировки трубопроводов и т.д.

Закачка в трубопровод нефти или нефтепродукта с низкой (минусовой) температурой, которая обычно создается при 20 долгом хранении их в резервуарах в зимнее время, может привести к порыву трубопровода по стыку, особенно если трубопровод уложен в зоне промерзания грунта.

При оценке технического состояния нефтепровода и выборе вида и участков ремонта необходимо учитывать температурное воздействие на нефтепровод, начиная с момента строительства и включая весь период эксплуатации.

При ремонте нефтепроводов с заменой труб необходимо предусматривать устройство компенсаторов, разработку более широких и глубоких траншей, укладку трубопровода в траншее "змейкой", подбор более тугоплавкой, прочной и износоустойчивой изоляции и т.д.

10.    Брак при строительстве

Брак при строительстве подземных трубопроводов многообразен и часто приводит к тяжелым последствиям.

При производстве строительно-монтажных работ должен осуществляться их пооперационный контроль, начиная от входного контроля на трубы, соединительные детали, сварочные материалы и материалы, применяемые для противокоррозионного покрытия трубопроводов.

Представители заказчика, а в последние годы и представители органов государственного надзора осуществляют выборочный контроль всех технологических операций строительства. Однако объемы и темпы строительства, разбросанность строительных и монтажных участков и колонн, плохие погодные условия, отсутствие дорог и т.д. часто приводят к нарушению технологии производства работ, что в свою очередь снижает качество их выполнения.

Наиболее характерные виды брака — низкое качество изоляции, недостаточная глубина заложения трубопровода, наличие гофр, вмятин, рисок, царапин и т.д. Особую опасность представляют дефекты тела трубы, по которым чаще всего происходят порывы трубопроводов.

11.    Хозяйственная деятельность сторонних предприятий, организаций и отдельных лиц

Трасса нефтепровода зачастую становится объектом хозяйственной деятельности человека, например связанной с расширением площадей застройки городов, жилых и дачных поселков. Возведение промышленных и сельскохозяйственных объектов, имеющих значительные выбросы в атмосферу и большие объемы промстоков, орошение, водоотведение, строительство водоемов и каналов, внесение органических и минеральных удобрений сельскохозяйственными кооперативами, пересечение или параллельная прокладка подземных коммуникаций, железных и автомобильных дорог и т.д. — все это приводит к изменению условий содержания и состояния нефтепроводов. В результате может возникнуть необходимость замены нормальной изоляции на усиленную, защиты нефтепроводов футлярами или прокладки в виде конструкции "труба в трубе" и т.п.

Негативное воздействие на техническое состояние нефтепроводов оказывают юридические и физические лица, проводящие работы в охранной зоне нефтепроводов без согласования с их владельцами. Это чаще всего прокладка межпо-селковых газопроводов, кабелей связи, линии электропередачи, а также строительство объектов, индивидуальных гаражей, подземных коммуникаций в городской черте, а также несанкционированные или не обустроенные должным образом переезды через трубопроводы для перевозки крупногабаритных и тяжелых грузов, например буровых вышек, лесовозов. Применение кабелеукладчиков, буровых установок, буров-столбоставов приводит к повреждениям трубопроводов чаще всего непосредственно в момент производства работ.

12. Деятельность эксплуатационного персонала и ремонтно-строительных подразделений

Состояние нефтепровода во многом зависит от технической оснащенности и качественного уровня эксплуатации в течение всего периода его существования. Под этим следует понимать сокращение циклов нагрузки, разработку и безусловное выполнение технологической карты эксплуатации нефтепроводов, наличие и содержание средств автоматики и телемеханики станционной и линейной части, периодичность и качество обслуживания средств электрохимзащиты, очистку от воды, воздуха и газов внутренней полости нефтепроводов, подготовку к весенне-летнему и осенне-зимнему периоду эксплуатации, содержание и контроль за состоянием линейной части нефтепроводов.

При капремонте нефтепроводов иногда создаются условия, приводящие к снижению надежности отдельных участков. Прежде всего это относится к деформациям и повреждениям тела трубы при вскрышных работах. Из-за отсутствия надежных высокопроизводительных машин основной объем вскрышных работ выполняется одноковшовыми экскаваторами. Качество работ зависит от опыта и квалификации экскаваторщика, категории грунта, точности разметки оси трубопровода и т.д., однако даже при высокой организации труда и качестве работ на тело трубы могут быть нанесены риски и вмятины. При подъеме нефтепровода или его подкопе возникают дополнительные напряжения, которые прежде всего могут сказаться на состоянии стыков труб (порыв стыка, развитие существующих или создание новых микротрещин, достижение предельно допустимого напряжения). При несоблюдении технологии подъемно-укладочных работ на теле трубы возможно образование гофр и т.п.

Воздействие даже части перечисленных факторов оказывает существенное влияние на надежность и работоспособность нефтепроводов и иллюстрирует сложность оценки их технического состояния. Эта оценка складывается из данных приборного контроля (внутритрубные измерительные снаряды, приборы измерения сплошности изоляционных покрытий и потенциалов "труба - земля"), визуального контроля (шурфование с осмотром состояния изоляции и тела трубы), осуществляемого выборочно в наиболее опасных или вызывающих сомнение местах, результатов обследования, испытания и анализа металла из вырезанных при аварии и на особо опасных участках нефтепровода "катушках", многолетних данных измерений потенциала "труба - земля" и аварийности на тех или иных участках, срока службы изоляции и металла трубы, их марки, свойств и качества, цикличности работы нефтепровода и его отдельных участков и т.д.

Анализ надежности и работоспособности нефтепроводов должен проводиться группой аналитиков из числа высококвалифицированных специалистов-производственников с привлечением сотрудников научных и проектных организаций.

Для определения вида и участков капитального ремонта необходимо установить:

1) степень опасности, которую представляет состояние участков нефтепровода при возможных авариях;

2)    стратегическую значимость нефтепровода;

3) загруженность нефтепровода и его реальную пропускную способность с учетом перспективы;

4) значимость нефтепровода как в системе, так и для отдельных поставщиков и потребителей нефти;

5) реверсивность работы нефтепровода (т.е. имеется ли возможность и необходимость осуществления перекачки по данному нефтепроводу в двух направлениях);

6) наличие решений федеральных органов власти и органов власти субъектов Федерации о строительстве в зоне прохождения нефтепровода водохранилищ, карьеров полезных ископаемых и т.п., а также о расширении городов, поселков, сельскохозпромобъектов в единственно возможное направление - в сторону нефтепровода;

7) ожидаемый срок службы нефтепровода по назначению, рабочее давление в нем, характеристику качества нефти и т.д.

Если степень опасности, которую представляют участки трубопровода для жизненно важных интересов личности и общества при авариях, велика, трубопровод имеет стратегическое значение, является единственным или основным видом транспорта нефти от поставщика к потребителю и не может без проведения ремонта обеспечить необходимый объем перекачки, то такие трубопроводы подлежат капитальному ремонту в первую очередь.

Ремонту с заменой труб с целью повышения категорийно-сти подлежат участки, попадающие в зону затопления, подводящие трубопроводы в пределах городской черты, а также на переходах трубопроводов через естественные и искусственные препятствия. Степень срочности работ зависит от срока ввода в эксплуатацию водохранилищ; искусственных препятствий, состояния нефтепроводов.

Участки, имеющие отдельные коррозионные повреждения, нарушения качества изоляции, подлежат капремонту с заменой изоляции и устранением выявленных дефектов тела трубы. Такие участки могут быть отнесены ко второй очередности производства ремонтных работ.

Материалы по оценке технического состояния нефтепроводов и их отдельных участков с рекомендациями по выбору участков для капитального ремонта, его вида и сроков выполнения передаются главному инженеру акционерного общества (АО) для дальнейшего рассмотрения на техническом совете с участием руководителей районных нефтепроводных управлений, ремонтно-строительных и проектных подразделений и организаций.

Глава 2

eaAQaeeQApaO aAealAau^eEe eOaeglA (pOiiOeeeQeNeQ. iO^i^geaeEaO a eeEAgaaAnau QoeeagOgaO eAAei eeEAgaaAnaeggefie eOeaeNA

2.1. составление планов капитального ремонта  »

Библиотека »