ВСЁ ПРО НЕФТЬ И ГАЗ

Комплексный интернет- портал посвещённый нефти и газу

Посмотрите также другие разделы нашего сайта!!!

Литература
много книг по нефти и газу

Программы нефтегазового комплекса

Медиафайлы про нефть

Анекдоты про нефтяников

Знакомства для буровиков

Всё про нефть и газ / Литература(каталог книг)

Гумеров А.Г., Азметов Х.А., Гумеров Р.С., Векштейн М.Г.
Аварийно-восстановительный ремонт магистральных нефтепроводов

Глава № 2

Навигация

Аннотация-Введение-Оглавление-Список литературы

Глава 1 2 3 4 5 6 7 8

ВНИМАНИЕ

В текстах книг представленных на сайте в интернет формате очень много ошибок, не читаются рисунки, графики разбиты, это связанно с некачественной перекодировкой конвекторов из PDF формата и HTML.

Если Вам необходимы качественный текст с рисунками и графиками - то скачиваите книги с нашего сайта в формате PDF.

ссылка для скачивания книги или главы в формате PDF находится внизу страницы.

В данной библиотеке представлены книги исключительно для личного ознакомления.
Запрещено любое копирование не для личного использования, а также с целью использования в коммерческих целях.
В случае претензий со стороны авторов книг/издательств обязуемся убрать указанные книги из перечня ознакомительной библиотеки.
Копирование, сохранение на жестком диске или иной способ сохранения произведений осуществляются пользователями на свой риск.

анекдоты

программы

истории

Qk No а ё ea 6 a f б ё ё QeOU NOf a a a Ala eieAa щ б i f Oi ТОё ё ё Qe Ne Q

Повреждения магистральных нефтепроводов вызываются действием двух групп факторов. Первая группа связана со снижением несущей способности нефтепровода, вторая - с увеличением нагрузок и воздействий. Снижение несущей способности нефтепровода происходит из-за наличия дефектов в стенке труб и старения металла. Факторы второй группы появляются при эксплуатации действующего нефтепровода. В процессе эксплуатации на нефтепровод действует целый ряд силовых факторов. К их числу относятся внутреннее давление, напряжения от воздействий температур перекачиваемой нефти и окружающего трубу грунта, давление слоя грунта над трубой, различные статические и подвижные нагрузки, деформация земной поверхности на подрабатываемых территориях, сейсмические воздействия. Эти факторы формируют в трубах кольцевые и продольные напряжения, способствуют перемещениям трубопровода в продольном и поперечном направлениях.

2.1. аёёёёааё??б6ёё ?eOU N65 а и ? ё i A e e e e?e N e?

Линейная часть магистральных нефтепроводов сооружается в основном в подземном исполнении.

Подземные стальные трубопроводы в той или иной степени подвержены коррозии. Коррозия — это разрушение металлических поверхностей под влиянием химического или электрохимического воздействия окружающей среды. Подземные нефтепроводы могут подвергаться коррозии под воздействием почвы, блуждающих токов и переменного тока электрифицированного транспорта. Почвенная коррозия подразделяется на химическую и электрохимическую. Химическая коррозия обусловлена действием на металл различных

26

газов и жидких неэлектролитов. Эти химические соединения, действуя на металл, образуют на его поверхности пленку, состоящую из продуктов коррозии. При химической коррозии толщина стенки нефтепровода уменьшается равномерно, т.е. практически не возникают сквозные повреждения труб. Химической коррозии в большей степени подвергаются внутренние стенки нефтепровода. Это происходит из-за неполного заполнения трубы продуктом, при частичном опорожнении трубопровода или возникновении такого режима работы нефтепровода, при котором даже без остановки перекачки не происходит полного заполнения сечения трубы. В образовавшиеся полости выделяются растворенные в нефти пары воды и сероводорода, которые являются мощными коррозионными агентами. На пониженных участках образуются застойные зоны из осажденной воды, которая вызывает так называемую строчную коррозию нижней части стенки трубы.

Электрохимическая коррозия обусловлена взаимодействием металла трубы с агрессивными растворами грунта. При этом металл выполняет роль электродов, а агрессивные растворы - электролитов. Под действием электрохимической коррозии в теле трубы образуются местные каверны и сквозные отверстия. Поэтому этот вид коррозии является более опасным, чем химическая коррозия.

Еще более опасна электрическая коррозия. Она возникает под действием на нефтепровод электрических токов. Эти токи называют блуждающими, так как они проникают в грунт обычно из рельсов электрифицированного транспорта и попадают на нефтепровод в тех местах, где он оголен или имеет поврежденную изоляцию. Двигаясь по трубопроводу, токи выходят из него близ тяговых подстанций. Участки входа тока в нефтепровод называют катодными, а участки выхода — анодными.

Наиболее опасны анодные зоны, так как токи выходят из нефтепровода в виде положительных ионов, что сопровождается интенсивным выносом частичек металла и образованием сквозных отверстий. Для питания электрифицированного транспорта применяется постоянный ток, причем вторым проводом служат рельсы. Хотя рельсы являются хорошим проводником, тем не менее часть тока, особенно в местах соединений рельсов, попадает в грунт. Двигаясь в грунте, токи имеют тенденцию возвращаться к своим источникам по путям наименьшего сопротивления. Один из таких путей — подземные трубопроводы, имеющие поврежденную изоляцию. В местах повреждения изоляции блуждающие токи по-

27

падают на нефтепровод и выходят из него вблизи тяговой подстанции в виде положительных ионов металла. Таким образом начинается электролиз металла.

Коррозионный процесс разрушения металла под изоляционным покрытием протекает очень медленно и для подземных трубопроводов не представляет практической опасности. В зоне отслаивания изоляционного покрытия корродирование металла протекает также слабо; наиболее сильно коррозия развивается в дефекте покрытия.

Коррозию наружной стенки трубы в зоне дефекта изоляционного покрытия можно разделить на три области: максимальной коррозии, резкого уменьшения коррозии и постепенного снижения эффективности коррозионного процесса. Первый участок имеет площадь, определяемую 1—2 диаметрами дефекта изоляционного покрытия; второй распространяется не более чем на 2-3 диаметра дефекта; третий занимает всю зону отслаивания изоляционного покрытия. Интенсивность коррозии металла в зоне дефекта зависит от размера дефекта, вида покрытия и коррозионной среды.

Анализ отказов отечественных МН показывает, что отказы нефтепроводов из-за наружной коррозии составляют 30-35 % от общего их числа.

Подземная коррозия магистральных нефтепроводов наносит большой ущерб, приводя к их преждевременному износу, сокращению межремонтных периодов, авариям и потерям нефти. Поэтому защита нефтепроводов от подземной коррозии является важной народнохозяйственной задачей.

Магистральные нефтепроводы защищают от коррозии двумя способами:

а) наложением на поверхность нефтепровода изолирующих покрытий;

б) электрическими методами.

Для выбора способа защиты подземных нефтепроводов от коррозии необходимо определить коррозионную активность грунта и характер распространения блуждающих токов вдоль трассы нефтепровода.

Коррозионная активность грунта зависит от его состава, влажности, воздухопроницаемости и электропроводности. Влажные грунты воздействуют на металл более активно, чем сухие. Наибольшой коррозионной активностью обладают грунты при влажности 12—13 %. Увеличение влажности свыше 24 % приводит к снижению их коррозионной активности. Для оценки коррозионной активности грунта выбирают такую характеристику, которая одновременно учитывает все

28

основные факторы. Такой основной характеристикой является удельное электрическое сопротивление грунта. Чем выше электрическое сопротивление грунта, тем меньше его коррозионная активность.

Основной способ защиты нефтепроводов от коррозии -качественная, надежная наружная изоляция.

К изоляционным покрытиям предъявляются следующие требования:

постоянное низкое водопоглощение;

постоянное высокое электросопротивление;

отсутствие текучести при низких и высоких температурах;

прочность к механическим повреждениям, вызванным давлением грунта, а также проколами камнями и щебнем при засыпке траншей;

хорошая адгезия к металлу трубы;

эластичность, легкость и простота нанесения.

Современные изоляционные покрытия (например, типа "Пластобит") сохраняют свои качества на протяжении всего срока службы нефтепровода и обеспечивают надежную изоляцию, что позволяет сократить расход электроэнергии на электрозащиту нефтепровода от коррозии. Кроме защиты нефтепроводов изоляционными покрытиями на трассах нефтепроводов применяются электрические методы защиты, такие как электродренажная защита (прямой и поляризованный дренаж:, дренажи с усиленным источником питания); катодная защита; протекторная защита; электрическое секционирование. Все эти методы направлены на исключение коррозионных повреждений или резкое сокращение их на нефтепроводах.

Электрический метод защиты нефтепроводов от коррозии заключается в том, что при помощи специальных установок трубопровод становится катодом, и поэтому его коррозионное разрушение исключается.

Электрозащита дополняет пассивную защиту, и ее (электрозащиту) необходимо подключать с момента засыпки трубопровода, так как во время засыпки может быть повреждена изоляция, и тогда сразу после засыпки начнется коррозионный процесс.

Коррозия на трубопроводном транспорте создает сложную проблему. В практике эксплуатации магистральных нефтепроводов известны случаи, когда отдельные участки выходили из строя из-за сквозного проржавления после двух-трех лет эксплуатации.

29

2.2. ?а а и д а 6 Q^Oo ? а i ?ё aNOa ё ??а а 5 A i6'i 5 а 6 6ё аёбёёё ? ё й ? а 6 ё ё NaOa ?б i leiAe ё её ?ё Ne ?

К внешним воздействиям на подземные трубопроводы относят возможные нагрузки при производстве различных работ вблизи нефтепровода, наезды тяжелого транспорта, оползни, землетрясения, взрывы и др. Результаты анализа отказов свидетельствуют о том, что одной из основных причин повреждений подземных трубопроводов является воздействие внешних сил, приводящее к образованию поверхностных вмятин, трещин, трещин во вмятинах, разрывов в сварных швах и по телу трубы. Если значительные механические повреждения, возникающие в период строительства трубопроводов, могут быть выявлены и устранены в результате гидравлической опрессовки трубопровода, то повреждения, возникающие после гидравлической опрессовки и обусловленные воздействием внешних сил, могут явиться причиной разрыва трубопровода не только непосредственно в момент его повреждения, но также через какой-то промежуток времени, продолжительность которого зависит от характера повреждения и степени нагружения трубопровода.

Наиболее распространены повреждения, возникающие в результате проведения ремонтных или строительных работ в непосредственной близости от действующего трубопровода; они относятся к числу потенциально наиболее опасных. Необходимо своевременно оценивать опасность таких повреждений и возможность дальнейшей эксплуатации поврежденного участка трубопровода. Из-за внешних воздействий на отечественных нефтепроводах происходит более 5 % аварий от общего их числа, а по наносимому ущербу они занимают первое место.

Климатические изменения в атмосфере также влияют на состояние трубопровода. Изменения температуры наружного воздуха вызывают изменение температуры грунта, в котором уложен нефтепровод. При замерзании или оттаивании грунтов эти изменения иногда приводят к разрушению трубопровода. Замороженные влажные грунты при оттаивании дают значительную осадку как за счет происходящего уплотнения, так и вследствие понижения сопротивления сдвигу; при этом чем больше глинистых частиц в грунте, тем меньшим сопротивлением сдвигу он обладает. В результате неравномерной осадки грунта, возникающей под действием веса трубы, происходит изгиб трубопровода. Создание в трубопроводе до-

30

полнительных изгибающих напряжений при наличии других неблагоприятных факторов (например, плохого качества сварки), как правило, приводит к нарушению прочности отдельных стыков.

Для нефтепроводов, проложенных в горных условиях, наиболее опасны по внешнему воздействию оползни. Меры по устранению возможности активизации оползневых явлений должны намечаться уже при проектировании нефтепровода и уточняться в строительный и эксплуатационный периоды. Часть их должна выполняться при строительстве, другая — в период эксплуатации, так как опыт борьбы с оползнями показал, что только постадийное осуществление комплекса противооползневых мероприятий дает наилучшие результаты.

Оползни грунтов приводят к силовому воздействию на трубопроводы, увеличивая их напряженное состояние, и при определенных условиях вызывают разрушение труб в виде полного или частичного разрыва.

Часто подземные нефтепроводы подвергаются внешнему воздействию от наездов на них тяжелой техники, при этом дефектами на теле трубы являются трещины, вмятины или порывы. Заполнение пространства между трубопроводом и стенками траншеи, а также под трубопроводом мягким грунтом с последующим его уплотнением значительно повышает сопротивление трубопровода таким внешним нагрузкам.

Магистральные нефтепроводы - сооружения большой протяженности, трассы которых пересекают леса, тундры, реки, озера, болота, овраги, железные и шоссейные дороги, подземные коммуникации и другие естественные и искусственные препятствия. Имеются участки нефтепроводов, где используются наземная и надземная схемы укладки. Обезопасить их от внешних воздействий, могущих привести к повреждениям и авариям, задача огромной важности. Для обеспечения сохранности, безопасности и создания нормальных условий эксплуатации введены "Правила охраны магистральных трубопроводов". Согласно этим Правилам устанавливается так называемая охранная зона в виде полосы земли, ограниченной линиями, проходящими в 25 м от оси нефтепровода с каждой стороны. Она предназначена для проезда и обхода обслуживающего персонала по трассе нефтепровода, а также для проведения работ, связанных с поддержанием магистрального нефтепровода в исправном состоянии.

По всей трассе нефтепровода через каждый километр и в местах поворота устанавливаются постоянные знаки, которые должны указывать ось нефтепровода, километр и пикет

31

трассы, а также номер телефона эксплуатирующей организации. Кроме того, на трассе должны быть знаки, запрещающие остановку на пересечениях нефтепровода с автомобильными и железными дорогами, у колодцев линейных задвижек, сборников нефти и в других опасных местах. Помимо постоянных знаков обслуживающий персонал во время проведения технического осмотра трассы нефтепровода должен иметь переносные предупредительные знаки для ограждения ремонтируемых участков, мест размыва нефтепровода и т.д.

Охранная зона магистрального нефтепровода должна быть отражена в картах землеустройства и землепользования.

В охранной зоне запрещается: возводить какие-либо постройки и сооружения, кроме сооружений, оговоренных в СНиПе и согласованных с организациями, эксплуатирующими магистральные нефтепроводы; производить всякого рода горные, карьерные, строительные, монтажные, взрывные и другие работы без соответствующего согласования. Объезд естественных и искусственных препятствий (овраги, небольшие речки, ручьи и т.д.), встречающихся по трассе нефтепровода, должен осуществляться по дорогам общего пользования, а там, где их нет, необходимо устроить земляные насыпи с водоспуском для проезда транспорта и аварийной техники.

В исполнительную документацию магистрального нефтепровода должны своевременно вноситься изменения, касающиеся строительства объектов в охранной зоне, пересечений нефтепровода трубопроводами и коммуникациями другого назначения, и конструктивные изменения объектов линейной части нефтепровода.

Трассу нефтепровода в пределах 3 м от оси крайнего нефтепровода необходимо периодически расчищать от поросли и содержать в надлежащем противопожарном состоянии. По всей трассе должна поддерживаться проектная глубина заложения нефтепровода, а на участках с глубиной заложения менее 0,8 м — предусматриваться дополнительные меры от влияния внешних воздействий. Линейная арматура, вантузы, врезки и т.п., выступающие над поверхностью земли, должны иметь ограждения и предупредительные знаки.

Для защиты от размыва траншеи и обнажения нефтепровода необходимо предусматривать соответствующие мероприятия: организацию стока поверхностных вод, укрепление оврагов и промоин, размываемых берегов водных преград и др. В местах пересечения нефтепроводами крутых склонов, промоин, оросительных каналов, кюветов следует устраивать

32

глиняные (или из другого материала) перемычки, предотвращающие распространение воды по траншее и проток ее вдоль трубопровода.

Для согласованных действий между организациями, чьи трубопроводы проходят в одном техническом коридоре, разработаны правила, определяющие взаимоотношения между ними.

2.3. NO! 6а ? б OieiA, ё ?Аё? б i о ?ё ? а а ё ? ?AU A

Любое несоответствие контролируемого параметра качества материалов и изделий регламентированным нормам можно рассматривать как дефект. Дефекты труб можно классифицировать по двум видам: металлургические и чисто внешние (механические) дефекты стенки трубы. К металлургическим относятся следующие:

а) дефекты металла трубы: неметаллические шлаковые, флюсовые включения; плены, закаты, коррозия (атмосферная кристаллитная, атмосферная поверхностная, газовая высокотемпературная и т.д.); ликвация, науглероживание, перегрев, пережог, пузыри газовые, разнотолщинность листов, разрывы внутренние, раковины усадочные, трещины (водородные, горячие, термические, усталостные и т.д.), флоксны и др.;

б) дефекты стенки трубы: царапины, риски, задиры, забоины, вмятины с различными геометрическими характеристиками (глубина, радиус кривизны, длина, расположение на трубе и т.д.); эрозионные разрушения внутренней поверхности трубы; трещины, возникающие при нарушениях технологии проката; вмятины (в отличие от вмятин механического происхождения), образовавшиеся от вдавливания валками неудаленной окалины, металлической крошки или случайных ударов.

К механическим дефектам труб относятся риски, задиры, царапины, вмятины и т.д. Эти дефекты в большой степени связаны с транспортировкой труб от места изготовления и до места потребления и с погрузочно-разгрузочными работами. Для защиты от повреждений трубы на плетевозах должны быть надежно закреплены; сбрасывать и перемещать их волоком запрещается. Разгрузка и погрузка труб (секций) должны осуществляться механизмами, предусмотренными нормативными документами. При этом необходимо использовать только такие такелажные и другие приспособления, которые предназначены для работы с трубами данного диаметра.

33

Трубы в процессе хранения, погрузочно-разгрузочных работ и транспортировки могут заржаветь, потерять форму. Поэтому перед сборкой и сваркой выполняют ряд подготовительных работ. Так, при нарушении формы трубы необходима правка ее концов. Для холодной правки применяются специальные приспособления (домкраты, прессы, расширители). Холодная правка концов часто проводится в пределах упругих и упругопластических деформаций. Здесь возможны появления изломов и трещин. При горячей правке место вмятины нагревается до 900 "С. Нагрев в условиях трассы может привести к значительному изменению механических свойств стали.

Надежность магистрального трубопровода в процессе эксплуатации в значительной степени определяется качеством сварных соединений, которое, в свою очередь, зависит от целого ряда факторов (способа и технологии сварки, состояния сварочных материалов, квалификации сварщиков и др.).

К дефектам сварных швов относятся наплавы (натеки), непостоянные по длине, ширине и высоте швы, грубая че-шуйчатость шва, подрезы, трещины, непровары, поры, шлаковые включения, прожоги и др.

Наплавы чаще всего образуются при сварке горизонтальными швами вертикальных поверхностей в результате нате-кания жидкого металла на кромки холодного основного металла. Причины возникновения наплавов — большая сила сварочного тока, длинная дуга, неправильное положение электрода, большой угол наклона изделия при сварке на подъем и спуск. Подрезы представляют собой углубления (канавки), образующиеся в основном металле вдоль края шва при большой силе сварочного тока и длинной дуге. Подрезы приводят к ослаблению сечения основного металла и могут явиться причиной разрушения сварного соединения.

Прожоги — это проплавление основного металла или наплавленного металла с возможным образованием сквозных отверстий. Они возникают вследствие недостаточного притупления кромок, большого зазора между ними, большой силы сварочного тока.

Газовые поры образуются в сварных швах вследствие быстрого затвердевания газонасыщенного расплавленного металла, при котором выделяющиеся газы не успевают выйти в атмосферу.

Непровар — местное несплавление основного металла с наплавлением, а также несплавление между собой отдельных слоев шва при многослойной сварке (из-за наличия тонкой

34

прослойки окислов или шлаков). Трещины и непровары -наиболее опасные дефекты сварных швов.

Причины возникновения дефектов в сварных соединениях трубопроводов самые разнообразные. При ручной электродуговой сварке это могут быть неравномерный зазор между кромками свариваемых изделий, неравномерное передвижение и низкое качество электродов, неправильно подобранные сила тока и скорость сварки, попадание влаги на сварной шов и нарушение технологии сварки, неудовлетворительная зачистка кромок и т.д. При автоматической и полуавтоматической сварках — неравномерное вращение трубы, изменение скорости подачи сварочной проволоки, изменение силы сварочного тока, напряжения и зенита в процессе сварки, смещение сварочной головки на одну кромку, наличие инородных тел в стыке, малая толщина флюсовой подушки и выдувание ее ветром, значительная окислительная среда, большая длина дуги и т.д.

Изготовленные на заводах в соответствии с техническими условиями трубы поступают на склады сварочных баз. На сварочных базах производят сборку стыков труб в плети. Плети свариваются из двух и более труб длиной от 24 до 48 м. Плети доставляют на трассу с помощью плетевозов различных конструкций на колесном или гусеничном ходу и там собирают в нитку, которую затем опускают в подготовленную траншею. Сварку стыков труб на базе производят в поворотном положении и с применением высокопроизводительной автоматической сварки под флюсом, что способствует хорошему качеству швов. По окончании сварки плетей на заданную длину участка нефтепровода база перемещается на новое место. На сварочной базе выполняются подготовительные, сборочные, сварочные работы, а также производится контроль качества швов.

Один из способов повышения качества сварных соединений при автоматических и полуавтоматических методах сварки - обеспечение высокой степени очистки сварочной проволоки от ржавчины и других поверхностных наслоений и равномерное вращение секций (плетей) труб при сварке. Неравномерность вращения труб, наблюдаемая на практике, приводит к появлению различных дефектов (прожогов, наплавов, перетяжек и др.), снижающих качество сварки.

Контроль качества подготовки сварочных материалов включает проверку целостности упаковки, наличие сертификатов с указанием марки на каждую партию сварочных материалов, условий их хранения и режима прокаливания элек-

35

тродов и флюсов в соответствии с требованиями технологической инструкции на данный вид сварки. Применять сварочные материалы без сертификатов запрещается. Качество подготовки труб к сборке следует контролировать по степени очистки внутренней полости, зачистки фасок (кромок) и прилегающих к ним внутренней и наружной поверхностей до металлического блеска на ширину не менее 10 мм, а также по наличию, величине повреждений фасок (кромок), поверхности труб и качеству их ремонта.

Все стыки, выполненные электродуговой сваркой, очищают от шлака и подвергают внешнему осмотру, при этом в них не должно быть трещин, прожогов, подрезов глубиной более 0,5 мм, недопустимых смещений кромок, кратеров и выходящих на поверхность пор. Соединение стыков между плетями на трассе в неповоротном положении выполняют ручной электродуговой сваркой, газоэлектрической неповоротной сваркой, порошковой проволокой, прессовыми методами, но главным образом электроконтактной сваркой.

При монтаже труб в плеть одной из главных операций является центровка стыков. Для этого используются наружные и внутренние центраторы различной конструкции. Для получения доброкачественного стыкового соединения необходимо, чтобы две сопрягаемые трубы были соосными. Несовпадение кромок иногда наблюдается при совершенно правильной форме концов труб, что объясняется отклонением диаметра труб и толщины стенок от номинальных значений.

При сборке труб с заводским односторонним продольным швом шов одной трубы должен быть смещен не менее чем на 100 мм относительно шва другой трубы. Продольные швы можно не смещать при сборке спирально-шовных труб, а также труб, у которых заводской шов сварен с двух сторон. Перед сваркой внутренняя поверхность плетей должна быть очищена от посторонних предметов.

Качество траншеи имеет прямое отношение к обеспечению сохранности проектного положения трубопровода. С этой точки зрения наибольшее значение имеют геометрические размеры продольного и поперечного профилей траншеи. Дефектами траншеи могут быть недостаточная глубина или, наоборот, перезаглубление, заужение ширины траншеи по дну, неровное дно (мерзлые комья, куски твердого грунта, отсутствие подсыпки мягкого грунта), отсутствие уширения на поворотах.

Дно траншеи должно соответствовать проекту как по чистоте поверхности, так и по кривизне вертикальных и гори-

36

зонтальных поворотов. Несоответствие вырытой траншеи конфигурации нефтепровода может привести к образованию гофр при укладке в траншею и разрыву трубопровода при эксплуатации. Седловидные участки дна траншеи, получающиеся при работе экскаватора, засоренность траншеи комьями ссохшейся земли, а также отклонения дна траншеи от проектных отметок — все это может быть причиной повреждений или перенапряжения изоляционного покрытия труб, приводящего в дальнейшем к старению изоляции и нарушению ее свойств.

При засыпке нефтепровода также возможны повреждения изоляции и тела трубы твердыми крупными частицами грунта. Чтобы этого не произошло, засыпку трубопровода грунтом отвала выполняют с помощью бульдозера косопопереч-ными проходами. Перед засыпкой площадь отвала грунта разбивают на отдельные, последовательно расположенные захватки. В первой захватке находится наиболее мягкий грунт, которым трубу засыпают так, чтобы над ней был слой не менее 10—15 см.

Анализ статистики причин повреждений показывает, что из-за дефектов труб, сварки и несоблюдения правил монтажа происходит более 15 % аварий. Увеличение диаметра труб, а также отсутствие необходимых технических средств для прокладки нефтепроводов сложной конфигурации приводят к увеличению числа аварий из-за дефектов сварных швов и несовершенства укладки труб.

Контроль качества сварочно-монтажных работ проводится на трассе.

Операционный контроль качества выполняемых работ обязателен для всех строительно-монтажных организаций, участвующих в строительстве. В число контролируемых параметров входят проверки соответствия труб, сварочных и изоляционных материалов требованиям проекта, СНиПов, ГОСТов и технических условий на их поставку; качества сварных стыков путем внешнего осмотра и при помощи специальных приборов.

Операционный контроль, как неотъемлемая часть всех технологических процессов, должен быть основным звеном в системе контроля качества.

До начала сварочно-монтажных работ визуально и простейшими измерительными инструментами осуществляют контроль труб и сварочных материалов, которые должны соответствовать требованиям ТУ, СНиПов и технологических инструкций.

37

Операционный контроль качества выполнения сварочно-монтажных работ проводят систематически непосредственные исполнители, выборочно — линейные инженерно-технические работники, ответственные за производство работ, и представители технадзора заказчика. Лабораторный контроль качества сварных стыков (швов) на трубосварочных базах и трассе проводится инженерно-техническими работниками с помощью полевых испытательных лабораторий.

При выполнении сварочно-монтажных работ в трассовых условиях контролю подлежат:

качество очистки внутренней полости труб от попавших внутрь грунта, снега, льда и посторонних предметов;

качество сушки околошовной зоны стыка в осенне-зимних условиях;

состояние и подготовка труб и сварочных материалов;

подготовка кромок под сварку;

зазоры между стыкуемыми кромками труб;

температура предварительного подогрева металла труб в зоне стыка и др.

При скорости ветра более 10 м/с, а также при выпадении атмосферных осадков запрещается производить сварку без инвентарных укрытий.

2.4. ё iaAao 5 Oi iO& && ?ё Ne ? ?ёа ONe i?a 6 5 Аё io 6^ а и ё ёА?а а ш ё ё а 1А ?Ай а а

Анализ причин отказов магистральных нефтепроводов показывает, что на долю отказов, происшедших из-за нарушения правил технической эксплуатации магистральных нефтепроводов, приходится от 2 до 7 %. Сюда входят отказы по вине эксплуатационного персонала в связи с нарушением сроков и качества технического обслуживания и ремонта, несоблюдением правил техники безопасности при обслуживании и ремонте нефтепроводов и т.д. К дополнительным внешним нагрузкам, возникающим вследствие нарушения правил эксплуатации и вызывающим разрушение трубопровода, относятся гидравлические удары. Они представляют большую опасность для трубопроводов. Гидравлические удары являются следствием внезапного отключения перекачивающих станций или неправильного переключения задвижек, а также образования в трубопроводе воздушных пробок, которые в ряде случаев могут вызвать толчки давления, подобные гидравлическому удару. При переключении резервуаров, насосов или нефте-

38

провода во время перекачки действующие задвижки необходимо закрывать только после открытия задвижек в новом направлении перекачки. Воздух, скапливающийся в трубопроводе, необходимо удалять через вантузы или потоком жидкости, скорость которого рассчитывают математически. Изменения давления в трубопроводе приводят к появлению и росту трещин, ухудшению механических свойств металла, усталостному разрушению. На магистральных нефтепроводах всегда имеется большое количество различных дефектов. При статических нагрузках многие дефекты не приводят к авариям и повреждениям даже при длительной эксплуатации, но при изменениях давления в трубопроводе эти дефекты — потенциальный источник разрыва трубопровода. В целях повышения долговечности нефтепроводов и уменьшения усталостных повреждений необходимо стремиться к сохранению постоянства рабочего давления, избегая значительных колебаний, особенно остановок перекачки и полного сброса давления. Всякое нарушение режима перекачки связано с пропускной способностью нефтепровода. При увеличении объема перекачки нефти нужно проверить, не превысит ли фактическое давление в трубопроводе напряжение, допустимое для марки стали труб на данном участке.

Технологический режим перекачки должен быть разработан с учетом технологических карт эксплуатации резервуаров и установок. При каждом непредусмотренном изменении режима перекачки должны приниматься меры к немедленному устранению причин, вызывающих это изменение. Все работы по подготовке и проведению очистки нефтепровода с помощью скребков должны выполняться в соответствии с инструкцией по очистке магистральных нефтепроводов от внутренних отложений, так как эта операция сложная, трудоемкая и небезопасная. В случае застревания скребка или его поломки приходится останавливать перекачку, разрезать нефтепровод. Все это вызывает не только сокращение перекачки, но и потери нефти. Для безаварийной работы нефтепровода обслуживающий персонал в своей деятельности должен руководствоваться Правилами технической эксплуатации магистральных нефтепроводов и нормативными документами на данный нефтепровод.

Ущерб от отказов по эксплуатационным причинам колеблется в широких пределах. Ущербы больших размеров связаны с разрывами нефтепровода вследствие неправильного переключения задвижек и повышения давления сверх указанного в технологической карте, а также наездов тяжелого

39

транспорта на нефтепровод, которые происходят чаще всего из-за отсутствия предупредительных знаков. Эксплуатационный персонал обязан регулярно проверять наличие таких знаков и состояние всей трассы в целом.

2.5. ё ё ?ё OU N 6^ а и её NaOa ?б i leiAe ё её ?ё Ne ? ё ? йа ё ё а 1А ?Ап а ё 5 ? б i 5 Ale iae а а ?ё aNOa ё ??а а

Основными эксплуатационными нагрузками и воздействиями являются внутреннее давление продукта в трубопроводе и температурный перепад (разность между температурами металла труб при укладке и в процессе эксплуатации). При нормальной эксплуатации магистральных нефтепроводов в соответствии с правилами технической эксплуатации внутреннее давление существенно не меняется. Достаточно полно отработаны методы выбора материалов, оборудования и конструкций магистральных нефтепроводов с учетом внутреннего давления. Несколько сложнее учет температурного перепада. Влияние этого параметра на напряженно-деформированное состояние трубопровода зависит от многих факторов.

Нефть при движении по трубопроводу нагревается за счет трения и имеет достаточно высокую температуру, достигающую +30...+40 °С. Особенно это характерно для нефтепроводов большого диаметра.

В настоящее время в стране эксплуатируется ряд нефтепроводов, по которым перекачиваются подогретые нефти. Имеется сеть нефтепроводов, проложенных в заболоченных северных районах, в районах вечной мерзлоты и сооруженных в зимнее время. В связи с этим во многих нефтепроводах температура стенок труб в процессе эксплуатации значительно превышает температуру стенок труб в процессе строительства.

Различие в температурах может возникнуть и в том случае, если укладка трубопровода происходила при высокой положительной температуре, а в процессе эксплуатации перекачивается нефть с более низкой температурой.

В обоих случаях наблюдается значительный температурный перепад и в трубопроводе возникают продольные напряжения. В зависимости от знака температурного перепада напряжения будут сжимающими или растягивающими.

Величина продольных напряжений определяется по формуле

40

о = aEFM,

(2.1)

где а - коэффициент линейного расширения материала труб; Е — модуль упругости материала труб; F — площадь стенки поперечного сечения трубы; At — расчетный температурный перепад, т.е. разность температур металла труб при укладке и в процессе эксплуатации.

Температура металла трубы при укладке принимается в расчетах равной температуре окружающего воздуха, а при эксплуатации - температуре перекачиваемой нефти. При транспорте высоковязких нефтей температура подогрева достигает 60...70 "С. Отметим, что с ростом диаметров магистральных нефтепроводов резко замедляется темп снижения температуры нефти по трассе. В некоторых же нефтепроводах больших диаметров с увеличением расстояния от головной насосной станции происходит даже повышение температуры нефти, так как при ее движении выделяется тепло.

Изменение температуры перекачиваемой нефти или нефтепродукта оказывает большое влияние на прочность трубопровода. Так, например, при понижении температуры металла трубы на 1 °С растягивающие продольные напряжения в металле труб увеличиваются на 2,5 МПа.

При возникновении в трубопроводе (из-за изменений температуры) больших сжимающих усилий изменяются условия деформирования материала труб, усиливаются продольно-поперечные изгибы трубопровода в грунте, а иногда разрушается засыпка и происходит полная потеря продольной устойчивости трубопровода, сопровождающаяся резким нарастанием прогибов и смятием труб. Следует учитывать, что при изгибе трубопровода внутреннее давление вызывает появление поперечно-распределяемого усилия и влияет на изгиб, эквивалентный сжатию в осевом направлении. Таким образом, изгиб действующего подземного трубопровода производится усилием N0, определяемым выражением

N0 = oF + (1 - 2\i)pFa (2.2)

где о — величина температурных напряжений; \л — коэффициент Пуассона; F — площадь стенки поперечного сечения трубы; Fc - площадь сечения трубы в свету; р - рабочее давление в трубопроводе.

Усилие N0 на трубопроводах, уложенных зимой при отрицательной температуре, достигает значительных величин. Так, например, на трубопроводах диаметром 325 мм, уложенных при температуре окружающего воздуха — 30 °С и температу-

41

ре продукта +50 "С, усилие N0 составляет более 200 т. Продольные усилия меняют условия работы материала трубы, находящегося в сложном напряженном состоянии, вызывают появление новых и рост старых трещин, поэтому следует ожидать, что несущая способность трубопровода снижается. Исследования прочности трубопроводов в условиях сжимающих усилий показывают, что продольные усилия влияют на несущую способность трубопровода на всех стадиях разрушения: образования и увеличения трещин, развития пластических деформаций (при вязком разрушении) и распространения трещин (при хрупком разрушении). При высоких значениях температурного перепада в слабонесущих грунтах или вскрытии подземного трубопровода возможны потеря устойчивости трубопровода и выброс его из траншеи.

Продольное критическое усилие NKp, при котором возможна потеря продольной устойчивости трубопровода на прямолинейных участках, вычисляется по формуле

NKp = K^p2q4F2E5I3, (2.3)

где К - коэффициент, определяемый в зависимости от конструкции прокладки трубопровода; р и q — соответственно сопротивление продольным и поперечным перемещениям трубопровода; / - момент инерции сечения трубопровода.

С уменьшением диаметра трубопровода и защемления его в грунте величина NKp уменьшается. Например, устойчивость подземного трубопровода диаметром 325 мм и толщиной стенки 9 мм, сооруженного при температуре — 30 °С, по которому перекачивается продукт с температурой +50 "С, не обеспечивается, а для открытых участков без грунтовой засыпки температура продукта +20 °С представляет опасность для продольной устойчивости трубопровода. На участках трубопровода с начальными искривлениями продольные критические усилия NKp значительно меньше, чем на прямолинейных участках. На упругоискривленных участках потеря устойчивости трубопровода возможна при

i El \2

N = R — qr , (2.4)

\Ао /

где ру - коэффициент, определяемый в зависимости от параметров прокладки трубопровода; А0 - амплитуда начального прогиба.

На участках с гнутыми или сварными коленами

42

2 / \^ I

Wkd=Pk — I57)3, (2-5)

где рк - коэффициент, зависящий от параметров прокладки трубопровода; ср - половина угла поворота трубопровода на рассматриваемом криволинейном участке.

Действие продольных сжимающих усилий не всегда приводит к выпучиванию трубопровода из траншеи или разрушению насыпи, т.е. к потере общей продольной устойчивости трубопровода. В то же время установлено, что даже при незначительных продольных сжимающих усилиях происходят продольные и поперечные перемещения трубопровода, которые могут вызвать повреждение стенки трубы от напряжения изгиба. В случае сооружения поворотов из гнутых колен максимальный изгибающий момент равен

2 2

Мизг = юк(?7 • tgcpPg^ (2.6)

где юк - параметр, зависящий от действующих усилий и конструкции поворота.

Если поворот оформлен упругим изгибом трубопровода, указанный момент определяется по формуле

2 Мизг = юу(А0?7д)2, (2.7)

где rov - параметр, зависящий от действующих усилий и характеристик упругого изгиба.

О повреждениях, вызванных перемещениями и действием напряжений изгиба, свидетельствуют смещение трубы относительно проектного положения, образование гофр, разрывы стенок труб в области плоскости начального прогиба трубопровода и неравномерное раскрытие кромок разрыва. Эти повреждения, как правило, сопровождаются продолжительными простоями трубопровода и большими потерями перекачиваемого нефтепродукта. Наиболее крупные повреждения являются следствием высоких напряжений изгиба.

При изменениях режима перекачки подземный трубопровод, удлиняясь при нагревании и сжимаясь при охлаждении, вызывает напряжения сдвига в местах контакта поверхности трубопровода с грунтом. Это приводит к повреждению изоляции трубопровода. В результате нарушения целостности защитного покрытия начинается интенсивная коррозия оголенных участков. Напряженно-деформированное состояние

43

самого подземного трубопровода в значительной степени зависит от характера его взаимодействия с грунтом. В зависимости от упругих свойств грунта, величины перемещения и времени действия сил при перемещениях могут устанавливаться упругая, упругопластичная и пластичная связи.

Опыт эксплуатации магистральных нефтепроводов показывает, что значительное число нарушений прочности, особенно трубопроводов, проложенных в болотах, связано с явлением ползучести грунта. С течением времени без роста усилия происходит постепенное увеличение перемещений трубопроводов в грунте, выпучивание его и повреждение от напряжений изгиба.

Расчеты показывают, что для нефтепроводов, сооруженных в слабых грунтах, при значении угла поворота 4° и более напряжения изгиба в стенке трубы достигают величин, представляющих опасность для прочности трубопровода. Увеличение глубины заложения трубопровода способствует ограничению перемещений, однако даже при глубине заложения 1,5...2,Ом напряжения остаются довольно значительными.

К сильно загруженным элементам линейной части магистральных нефтепроводов относятся трубопроводные узлы подключения к магистрали, примыкания лупингов и резервных ниток, подключения насосных станций и подогревательных устройств, береговые узлы нефтепроводов и др. Анализ аварий, происходящих на нефтепроводах, показывает, что в ряде случаев они возникали из-за недостаточной надежности узлов подключения камер приема и пуска скребка.

Причиной повреждений чаще всего является совокупность недостаточной прочности тройниковых соединений и чрезмерных (из-за колебаний температуры и неравномерной осадки грунта) напряжений в наземных узлах.

На участках с узлами разветвленной конфигурации наряду с напряжениями возникают деформации, наиболее опасны из которых деформации изгиба. Во всех случаях, когда температурные деформации компенсируются изгибом узлов, возникают дополнительные концентрации напряжений в местах врезки. Трубопроводные узлы работают совместно с подземными прямолинейными участками трубопроводов. Наибольшую опасность для прочности соединения представляют местные напряжения в узлах пересечения труб. Кроме того, поскольку материал труб в местах сопряжений работает в упругопластичной области, следует рассматривать циклическую прочность соединений при колебаниях внутреннего давления и температуры. Иными словами, необходимо учиты-

44

вать возможность малоцикловой усталости материала при напряжениях, близких к пределу текучести и даже превышающих его.

Приведем некоторые рекомендации по повышению надежности трубопроводных узлов. Трубопроводный узел в силу своих конструктивных особенностей является компенсатором, поэтому технологическую схему необходимо рассчитывать с учетом перемещений трубопровода.

Компенсация повышается при удлинении свободных плеч подключения к магистрали. При этом необходимо устранить факторы, затрудняющие перемещение этих участков, — врезку дополнительных перемычек, арматуры, установку арматуры на фундаменте с невыровненной поверхностью. Особенно важно обеспечить подвижность тройниковых соединений и колен в узловых точках системы (надземная прокладка в канале, отсутствие задвижки).

На трубопроводах, предназначенных для перекачки нефти с температурой выше +30 °С, не следует совмещать на одной площадке два узла, например камеру скребка и подключение к станции.

Расстояние между узлами подключения, например между насосной станцией и площадкой пуска-приема скребка, назначается с учетом наиболее низких прочностных характеристик грунта, причем площадку скребка рекомендуется располагать с пониженной стороны.

Таким образом, для предотвращения аварийных повреждений узлов трубопроводов необходимо увеличить защемление на подземных участках, примыкающих к наземной площадке, уменьшить температурный перепад, снизить жесткость надземных узлов и оборудовать фундаменты под задвижки.

Для стабилизации положения подземных нефтепроводов, эксплуатирующихся при больших продольных усилиях, используют ряд технических, технологических и конструктивных решений.

При прокладке трубопроводов необходимо точно соблюдать проектные отметки заглубления и обеспечивать полную высоту засыпки на весь период эксплуатации. Грунт засыпки желательно периодически уплотнять. Зимой траншею необходимо засыпать преимущественно талым грунтом. Если для засыпки траншеи используется мерзлый грунт, то его нужно предварительно разрыхлять, а высота валика должна быть увеличена до 0,8...1,0 м.

Самый распространенный метод стабилизации - утяже-

45

ление трубопровода путем установки грузов, сплошного обе-тонирования труб, закрепление анкерами и якорями.

Продольные перемещения трубопровода молено значительно уменьшить, применяя подземные компенсаторы, а также правильно используя повороты трассы. Для изготовления компенсаторов используются колена искусственного гнутья, радиусы которых выбираются с учетом обеспечения пропуска очистных устройств, диагностических приборов, разделителей. В местах установки компенсаторов траншея должна быть шире с учетом ожидаемого перемещения трубопровода при эксплуатации.

Повороты трассы могут выполнять роль компенсатора. По возможности повороты трассы следует выбирать на местах, прилегающих к участкам с потенциально опасными перемещениями трубопровода. Это позволит разделить суммарные перемещения трубопровода между поворотом трассы и опасным участком. Горизонтальные перемещения трубопровода на поворотах трассы не представляют опасности с точки зрения разрушения засыпки и выхода трубы из траншеи, однако большие поперечные горизонтальные перемещения трубопровода опасны для прочности трубы.

Необходимо также учесть, что даже незначительные перемещения, не представляющие опасности для трубопровода, приводят к резкому уменьшению продольных усилий от температурного перепада. В связи с этим наиболее эффективен такой метод пригрузки и закрепления, при котором трубопровод может перемещаться в допустимых пределах.

46

Знакомства

для

настоящих

нефтяников

и

газовиков

Я:

Ищю:

от лет

до лет

В данной библиотеке представлены книги исключительно для личного ознакомления.
Запрещено любое копирование не для личного использования, а также с целью использования в коммерческих целях.
В случае претензий со стороны авторов книг/издательств обязуемся убрать указанные книги из перечня ознакомительной библиотеки.
Копирование, сохранение на жестком диске или иной способ сохранения произведений осуществляются пользователями на свой риск.
Гумеров А.Г., Азметов Х.А., Гумеров Р.С., Векштейн М.Г.
Аварийно-восстановительный ремонт магистральных нефтепроводов

Глава № 2

Навигация

Аннотация-Введение-Оглавление-Список литературы

Глава 1 2 3 4 5 6 7 8

Скачать эту главу в формате PDF

Всё про нефть и газ / Литература(каталог книг)

по всем вопросам и предложениям Вы можете обращаться на neft-i-gaz@bk.ru Администрация сайта