Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 [ 3 ] 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121 122 123 124 125 126 127 128 129 130 131 132 133 134 135 136 137 138 139 140 141 142 143 144 145 146 147 148 149 150 151 152 153 154 155 156 157 158 159 160 161 162 163 164 165 166 167 168 169 170 171 172

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 1 000 мм и 1 ,0 м - при диаметре 1 000 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 1 0 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 1 0-20 см, что в последующем при просадке подстилающего слоя приводит к

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 1 956 г., а строительство осуществлено в 1 957- 1 959 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 циклах 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);