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

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 1 2ГСБ и 1 2Г2СБ 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 упругопластично-го 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 мало-

цикловым 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 ох-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-

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 серо-водородсодержащих, 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 инги-бирования 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