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

Рис. 2.2. Сопоставление участков нарушений изоляции с болотами (по горизонтали - условные км)

больше дефект, тем больший ток стекает в грунт, тем больше градиент электрического поля.

Определялись те места, где были зафиксированы всплески измеряемого потенциала на фоне монотонно меняющегося силового поля. Эти места отмечались как места с нарушением изоляции поверхности трубы.

Данные о местах нарушения изоляции (где градиент потенциала превышает установленную норму) приведены в табл. 2.1, из которой следует, что градиент потенциала превышает допустимое значение на суммарной протяженности 30 250 м. Это составляет не менее 20,1 % всей протяженности нефтепровода на данном участке длиной 150 км.

В табл. 2.2 приводится информация о наличии потенциала защиты трубы, из которой следует, что протяженность участков, не защищенных катодным потенциалом, составляет 5,5 %.

Н а рис. 2.2 приведено сопоставление участков нарушений изоляции с болотами. Анализ показывает, что из всех нарушений изоляции 10 180 м приходится на болота, что составляет приблизительно 28,8 % протяженности самих болот. На сухих грунтах протяженность участков с нарушенной изоляцией 20 060 м, что составляет приблизительно 18,8 % протяженности трубопровода на сухих участках. Таким образом, на болотных участках нарушений изоляции приблизительно в 1,5 раза больше, чем на сухих участках нефтепровода.

П о результатам измерений потенциалов было выборочно проверено состояние изоляции на трубах непосредственно методом шурфовки. В табл. 2.3 приведены некоторые результаты наблюдений в шурфах.

П риведенные здесь результаты обследования состояния изоляции на нефтепроводе УБКУА относятся к 1990 г. За истекшее время состояние изоляции претерпело изменения. На некоторых участках был выполнен капитальный ремонт по замене изоляции. На других участках состояние изоляции с течением времени могло только ухудшиться.

Приведенные данные показывают, что изоляция магистрального нефтепровода находится далеко от идеального состояния. Обследование в таежных заболоченных участках чрезвычайно затруднено. Остаются необследованные участки. Добывать эти данные приходится вручную, пешим шагом, проводя многочисленные измерения в труднопроходимых местах. В зимнее время проходимость несколько увеличивается из-за замерзания болот, но появляются дополнительные трудности для работы регистрирующей аппаратуры. При этом данные измерений достаточно быстро устаревают. По-

Таблица 2.3

Результаты обследования нефтепровода в шурфах (километры указаны условно)

Результаты наблюдений

Изоляция повреждена при засыпке грунта (грунтом или механизмом), коррозия металла на месте повреждения И золяция охрупчена, отслаивается от поверхности трубы, воздействие корней деревьев, почвенная коррозия П леночная изоляция отсутствует, труба облита битумом, имеются складки, имеется неизолированный участок длиной 60 мм Произошло отлипание пленки от поверхности трубы, имеется продольный гофр пленки

Отсутствует изоляция верхней и боковой части трубопровода, адгезия (прилипае-мость) неудовлетворительная Не изолирована полоса шириной 30 мм по всей окружности трубы, наблюдаются значительные следы коррозии

этому требуется разработать новые методы контроля за изоляцией, основанные на более современных принципах, используя, например, внутритрубную диагностику.

2.3. ДЕФЕКТЫ ТРУБ И СВАРНЫХ ШВОВ

Как показывает опыт анализа аварий, все разрушения трубопроводов происходили на дефектах металла труб и сварных швов. Другое дело, что некоторые из этих дефектов возникают из-за дефектов изоляции и отсутствия катодной защиты. Это видно из табл. 2.4, где приведен анализ причин

Таблица 2.4

Количественный анализ причины аварий на магистральных нефтепроводах

России