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

Старение трубопроводов определяется уровнем принимаемых технических решений и технологий в период строительства и последующей эксплуатации. Условно можно вы1де-лить три этапа строительства.

1. Нефтепроводы, построенные до 1970 г. (по СССР свыше 23 тыс. км). Нефтепроводы вводились в эксплуатацию в основном без активной защиты от коррозии. Применялась пассивная изоляция (битумная) низкого качества. Фасонны1е детали нефтепроводов были только сварные полевого изготовления. П редпусковые испытательные давления составляли в основном 1,1 от рабочего, продолжительность выдержки -6 ч.

2. Нефтепроводы, построенные в 1970-1975 гг. (по СССР 23,6 тыс. км). Строились преимущественно трубопроводы большого диаметра. Осваивались новые производства труб большого диаметра и новые технологии строительства трубопроводов в северных условиях. Предусматривались средства электрохимзащиты, но они вводились во вторую очередь. Н а-чали применяться фасонные изделия заводского изготовления. Время предпусковых испытаний увеличилось до 24 ч.

3. Нефтепроводы, построенные после 1975 г. (по СССР 20 тыс. км). Применялись фасонные изделия только заводского изготовления. Предпусковые испытательные давления поднялись до уровня заводского, что соответствовало уровню напряжений, равному 0,9-0,95 от номинального предела текучести металла.

Интенсивность отказов, как величина вероятностная, подчиняется статистическим закономерностям. Н а рис. 2.1 приведена усредненная для всей системы магистральных нефтепроводов зависимость интенсивности отказов от срока эксплуатации. При этом обобщалась вся имеющаяся информация по отказам магистральных нефтепроводов различного «возраста» [62].

Приведенные данные показывают, что «жизнь» нефтепроводов состоит из следующих трех этапов.

1. Этап приработки длится в течение 3-4 лет с момента пуска. В этот период интенсивность отказов высока, но быстро снижается за счет обнаружения и ликвидации грубых строительных и заводских дефектов.

2. Этап стабилизации наступает после этапа приработки и длится приблизительно до 15-20 лет эксплуатации. За это время грубые дефекты выявились раньше, а новые дефекты (за счет коррозии и усталости) еще не выросли до опасных размеров.

Рис. 2.1. График усредненной зависимости интенсивности отказов (количество отказов на 1000 км в год) от возраста нефтепровода

3. Этап старения особенно заметен после 20 лет эксплуатации и характеризуется монотонным ростом интенсивности отказов за счет появления опасных коррозионных дефектов, усталостных трещин, старения материалов (металла, изоляции).

Как показывает анализ возрастного состава (см. рис. 2.1), более 75 % нефтепроводов России переживает этап старения. П оэтому можно только ожидать монотонного и неизбежного увеличения количества отказов с каждым годом, если не принимать специальных мер по повышению надежности. Этот вывод подтверждается данными, полученными проф. О.М. Иванцовым в 1989-1991 гг.:

Срок эксплуатации магистральных неф-

те- и газопроводов..... До 6 лет 7-10 лет 11-15 лет 16-20 лет Более 20 лет

Частота аварий, %

(всего 100 %)................ 16 10 17 27 30

Период старения характеризуется общим ухудшением состояния нефтепроводов, что вызвано усилением роли факторов «износовой» природы. Причинами этого являются следующие механизмы:

коррозионное воздействие перекачиваемого продукта и окружающей среды (грунта, воздуха, воды) на металл трубопровода, появление и развитие коррозионных дефектов;

зарождение и рост усталостных трещин на концентраторах напряжений и дефектах по усталостному и малоцикловому механизму;

старение изоляции (изменение механических свойств, ох-рупчивание, растрескивание, отслаивание от поверхности трубы);

охрупчивание и растрескивание металла труб и сварных швов.

Механизмы накопления повреждений на магистральных нефтепроводах, как правило, бывают смешанными. Действие каждого фактора разрушения усиливается при наличии других разрушающих факторов. Например, наличие механического напряжения заметно (иногда на порядок) ускоряет скорость коррозии за счет смещения электрохимического потенциала металла. Отслоение изоляционной пленки от металла ускоряет коррозию металла, особенно в зоне сварных швов. Сочетание одного вида дефекта труб с другим дефектом (например, вмятина с царапиной) снижает прочность данного участка в несколько раз.

Таким образом, в настоящее время требуется резко ускорить работы по продлению срока службы магистральных нефтепроводов.

2.2. ДЕФЕКТЫ ИЗОЛЯЦИИ НА МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДАХ

Дефекты изоляции не могут привести к немедленному разрушению трубопровода. П оэтому к ним отношение не такое жесткое, как к дефектам труб. Встречаются две группы дефектов изоляции, допущенные при строительстве и возникшие в процессе эксплуатации.

К первой группе относятся дефекты следующих видов:

неизолированные участки трубопровода;

отсутствие адгезии к поверхности трубы;

повреждение изоляции камнями и жестким грунтом в процессе засыпки трубопровода;

механический контакт с посторонними металлическими предметами, оказавшимися в траншее при засыпке трубопровода;

гофры изоляционной ленты;

недостаточная толщина и неправильная форма битумной изоляции;

отсутствие обертки.