Потери нефти и нефтепродуктов в линейной части и отводах магистрального трубопровода

Потери на линейной части трубопровода достигают 1/4 всех потерь нефти или нефтепродуктов. Серьезную проблему представляют утечки нефтепродуктов из магистральных трубопроводов. Чаще всего потери происходят при авариях в результате повреждения трубопровода или коррозионного разрушения.

Аварии приносят огромный экономический и экологический ущерб, причем в последние годы наблюдается тенденция к увеличению их количества и масштабности.

Это объясняется тем, что 20-25 лет назад наблюдался интенсивный рост добычи нефти в районах Сибири и Европейского Севера, что потребовало строительство нефтепроводов больших диаметров и протяженности. С учетом того, что нефтепроводы прокладывались в сложных климатографических условиях и ускоренными темпами, старение материалов трубопроводов в этих условиях происходит также ускоренно, а определение места аварии и доставка аварийной бригады и материалов к месту аварии занимает очень много времени. Происходят значительные потери нефти от утечек и наносится громадный ущерб окружающей природе.

Величины утечек нефти, а, следовательно, и ущерб от аварии, не только для каждого нефтепровода, но и для каждого участка одного и того же нефтепровода будут различны. На это влияют многие факторы и, в первую очередь, следующие:

1. Диаметр нефтепровода и режимы его работы (давление, расход, температура).

2. Характеристика трассы нефтепровода.

3. Время определения места аварии.

4. Время доставки аварийной бригады, техники, оборудования и материалов, необходимых для ликвидации аварии.

5. Технология ликвидации аварии.

6. Профилактические противоаварийные мероприятия.

7. Организация проведения аварийных работ.

Рассматривая перечисленные факторы, можно отметить следующее.

Первые два фактора очень важны, но влиять на них во время эксплуатации нефтепровода уже невозможно. Эти факторы можно изменить каким-то образом только на стадии проектирования и строительства трубопровода.

Третий фактор имеет самостоятельной значение, и ему посвящено большое число публикаций и научных исследований, но практическая реализация технических и технологических решений весьма ограничена только. Этот фактор чаще всего зависит от дисциплины труда на объектах транспорта нефти.

На остальные четыре фактора можно оказать влияние, если можно прогнозировать величину утечки нефти из нефтепровода.

Так как основной причиной больших утечек нефти являются аварийные разрушения трубопроводов, рассмотрим, что такое авария на магистральном трубопроводе.

Авария – это повреждение сооружения, сопровождающееся безвозвратной потерей нефти или нефтепродуктов более 10 т.

Потерю нефтепродуктов до 10 т и не приводящие к остановке перекачки называют инцидентом.

Утечки нефтепродуктов происходят, как правило, через свищи, сквозные коррозионные повреждения и повреждения от постороннего вмешательства, монтажные сварные швы, разрывы продольных заводских сварных швов и др.

Аварии оборудования на линейной части могут быть случайными и систематическими.

К случайным авариям относятся повреждения трубопроводов из-за наездов на них тяжелого транспорта, разрыва труб, некачественной сварки, в результате стихийных бедствий или постороннего вмешательства (криминальные врезки).

Систематические аварии возникают в результате неизбежного возникновения внутренней и внешней коррозии. Внутренняя коррозия трубопроводов происходит из-за наличия в углеводородах сернистых соединений, солей, минерализованной воды и др., а внешняя – связана с коррозионной активностью почв (электрохимическая коррозия).

В процессе эксплуатации труб происходит их коррозионно-механический износ. К числу наиболее коварных видов разрушения труб относятся почвенная электрохимическая коррозия наружной поверхности труб и внутренняя питинговая и канавочная (ручейковая) коррозия.

Как вам уже известно, при почвенной электрохимической коррозии имеет место локальное разрушение анодных участков на поверхности металла, где блуждающие токи стекают в грунт.

Разрушение внутренней поверхности труб в виде канавок обычно встречается на восходящих участках трубопровода, где происходит скопление воды, в результате совместного действия электрохимической коррозии и абразивного действия механических частиц, циркулирующих в застойной зоне. Внутренние коррозионные повреждения МТ возникают, как правило, в местах скопления воды. Чтобы избежать скопления воды в нижней образующей трубопровода и тем самым защитить его от ручейковой коррозии, необходимо поддерживать скорость перекачки не менее 1, 1 м/с.

Применение качественных изоляционных покрытий (битумно-резиновых и полимерно-битумных мастик, пленочных полимерных материалов, экструдированных полиэтиленовых, пропиленовых, полиуретановых и др.), а также средств электрохимической защиты (станции катодной защиты, протекторы, дренажные устройства) позволяют предохранить трубопроводы от почвенной коррозии.

Защита трубопроводов от коррозии должна отвечать требованиям ГОСТ Р 51164-98 «Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии» и ВСН 008-88 «Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Противокоррозионная и тепловая защита».

Внешние коррозионные повреждения труб появляются обычно в местах нарушения сплошности изоляционного покрытия. Трубопроводы, построенные до 1970 года, покрывались, как правило, изоляцией на основе битумных мастик со сроком службы 10 – 15 лет, сооруженные после 1970 года – в основном, полимерными лентами со сроком службы 12 – 15 лет.

В течение последних 30 лет все шире стали применять комбинированные изоляционные покрытия, например «Пластобит-40», имеющие расчетный срок службы более 30 лет. Однако брак, допускаемый при изоляционно-укладочных работах, уменьшает и его качество. Поэтому большое значение имеет технадзор (контроль) при проведении изоляционно-укладочных работ. Для защиты от коррозии МТ применяют изоляционные покрытия, как правило, усиленного типа.

В настоящее время появилось много новых изоляционных покрытий, разработанных в ЗАО «ВНИИСТ» на основе напыленного или экструдированного полиэтилена, пропилена, полиуретана и эпоксидных смол и отвечающих требованиям ГОСТ Р 51164-98. Эти покрытия в основном наносятся на трубы в заводских условиях. На трассе остается произвести лишь изоляцию околошовной зоны монтажных сварных стыков. Для этого в настоящее время применяют эффективные покрытия на основе термоусаживающихся материалов в виде лент, манжет и муфт (Терма, ДР-ЛБ, Литкор и др.).

Надежную защиту от коррозии нефтепроводных труб дают стеклоэмалевые покрытия (внутренние и двухсторонние). Внутренние стеклоэмалевые покрытия, кроме защиты от коррозии, позволяют снизить гидравлические сопротивления при перекачке и уменьшить количество отложений на внутренних стенках трубопровода. Пока, к сожалению, они применяются только для труб диаметром не более 426 мм.

Широко применяются и импортные изоляционные покрытия США, Англии, Японии, Канады. Италии (Райхем, Кануса, Фрусис, Поликен и др.). Это позволяет повысить надежность трубопроводов и сократить возможные потери нефтепродуктов в результате коррозионных разрушений.

Исследованиями в Институте проблем транспорта энергоресурсов (ИПТЭР, Уфа) установлено, что на малых глубинах залегания трубопровода (0, 2-0, 5 м) коррозия имеет характер каверн, а при прокладке трубопровода на глубине свыше 0, 6 м она развивается равномерно или пятнами, причем носит затухающий характер. Следовательно, для снижения риска коррозионного повреждения трубопровода нужно обеспечивать его необходимое заглубление.

Большое значение для снижения риска повреждения трубопровода, а следовательно, возможных потерь нефти и нефтепродуктов, имеет надежность и долговечность трубопроводов.

Нефтепроводные трубы работают в условиях циклических и вибрационных нагрузок, вызванных неустановившимся процессом перекачки нефти и нефтепродуктов (остановки, пуски, гидравлические удары и т.д.).

Циклические нагрузки в большинстве случаев приводят к образованию усталостных трещин у концентраторов напряжений, которые в конечном итоге могут привести к разрушению трубопровода.

Надежность и долговечность нефте- и нефтепродуктопроводов в значительной мере определяются уровнем механических свойств, качеством материала труб и его коррозионной стойкостью.

Под механическими свойствами материала подразумеваются, прежде всего, прочность и вязкопластические характеристики стали.

Под качеством стали для нефтепроводов целесообразно понимать однородность металла по объёму и отсутствие поверхностных дефектов, что определяется, в частности, химическим составом, содержанием вредных примесей и неметаллических включений, а также технологией производства листа (штрипса).

Коррозионная стойкость во многом зависит от введения в сталь легирующих элементов. Например, введение в трубную сталь добавок хрома, никеля, меди (до 1%) повышает общую коррозионную стойкость стали в два раза.

Все эти ресурсосберегающие вопросы должны решаться на стадии проектирования магистрального трубопровода при выборе марки трубной стали.

Лекция 7.

Для предотвращения возникновения повреждений трубопровода, приводящих к аварии и утечкам, нормами проектирования и правилами технической эксплуатации МТ предусмотрено:

· применение противокоррозионной изоляции и активных средств защиты от коррозии (катодная, протекторная и электродренажная);

· закрепление трубопровода на проектных отметках с целью предотвращения возникновения чрезмерных напряжений в теле трубы от циклических нагрузок и вибраций;

· защита трубопроводов от перегрузок по давлению;

· тщательный контроль режимов перекачки, в том числе: максимального давления на выходе НПС; минимального давления на приеме насосов; наибольшей и наименьшей температуры нефти, закачиваемой в трубопровод; времени остановки трубопровода при перекачке подогретой нефти;

· с целью повышения долговечности нефтепроводов и уменьшения усталостных повреждений необходимо соблюдать сохранение постоянства рабочего давления, избегая значительных его колебаний, и особенно остановок перекачки и полного сброса давления;

· профилактическое обслуживание магистральных нефтепроводов.

В ходе профилактического обслуживания магистральных трубопроводов контролируются:

· герметичность трубопровода и линейной арматуры;

· состояние трубопровода и изоляции;

· параметры электрохимической защиты от коррозии.

Герметичность трубопроводов и запорной арматуры контролируется либо методом опрессовки, либо использованием методов акустико-эмиссионной диагностики или путем пропуска по трубопроводу специальных зондов (ультразвуковых, магнитных и др.).

В первом случае контролируемый участок отсекается от остального трубопровода, и с помощью специальных насосов в нем повышается давление. Если по прошествии заданного времени давление в контролируемом участке не снизилось, то делается вывод, что этот участок трубопровода герметичен.

При пропуске по трубопроводу зондов фиксируются не только места утечки, но и дефекты (каверны, гофры, расслоение металла и др.), способные, спустя некоторое время, привести к разрушению труб и арматуры.

Одним из таких зондов является дефектоскоп «Ультраскан» - прибор ультразвуковой диагностики. Он позволяет определять дефекты стенок трубы (внутреннюю и внешнюю коррозию, царапины, задиры, расслоения, газовые пары, отложения шлаков).

Дефектоскоп состоит из четырех шарнирно соединенных (модулей): батарейной, управления и регистрации, электронной и сенсорной.

Батарейная секция (секция питания и движения) дает всю энергию, не­обходимую для работы устройства. Она включает аккумуляторную батарею, мощность которой зависит от диаметра трубопровода. Батарея может быть включена или выключена в любой точке трубопровода. Подача энергии пре­кращается автоматически, если движение устройства замедляется или оно ос­танавливается. Только при возобновлении движения устройства питание опять включается.

Секция управления и регистрации содержит микропроцессоры, необхо­димые для обработки и хранения данных. Результаты измерения, полученные сверхзвуковым источником; счетчиком пройденного пути, маркировочным устройством и позиционные данные хранятся на магнитной ленте. 28-и ленточное записывающее устройство, имеет память 40 Gbit.

Электронная и сенсорная секции служат для выработки и приема ультразвуковых сигналов.

Прибор перемещается со скоростью 0, 2…1 м/с. Максимальная длина диагностируемого трубопровода за один пропуск до 120 км при диаметрах от 426 до 1220 мм, максимальное время работы в трубопроводе – 72 ч. Точность определения дефектов составляет ±0, 25 м.

Для определения возможного утонения стенок трубы применяют прибор «Магнескан», отличающийся от «Ультраскана» тем, что вместо ультразвуковых датчиков используются магнитные

При контроле состояния трубопровода определяют – насколько изменилось его положение в плане и по вертикали, не приведет ли это через некоторое время (если изменение положения будет продолжаться) к разрушению трубопровода.

Состояние изоляции определяют либо методом визуального осмотра в отрытых специально для этого шурфах, либо расчетом переходногосопротивления изоляции по результатам замеров потенциалов на интересующем участке (переходное сопротивление – это электросопротивление единицы поверхности покрытия трубы в цепи «труба-покрытие-электролит», которое не должно быть менее 10³ Ом∙ м²), либо путем специальных измерений с помощью, например, прибора УКИ, позволяющего с поверхности земли фиксировать места сквозных повреждений изоляции.

В ходе контроля параметров ЭХЗ от коррозии, как правило, два раза в год в периоды наихудшей коррозионной обстановки на трассе (весной и осенью) производят параметров ЭХЗ: замеры наложенного на трубу потенциала катодных станций, силу тока в цепи установок протекторной защиты, а также сопротивление цепи электродренажных установок. Эти параметры должны находиться в пределах допустимых значений для данных категорий грунтов. После этого делается заключение об остаточном ресурсе изоляционного покрытия. Для этого используют специальные передвижные электролаборатории (ПЭЛ ЭХЗ).

Для снижения потерь нефти или нефтепродуктов при авариях нормами проектирования предусмотрена установка линейных задвижек не реже, чем через 30 км, чтобы ограничить протяженность опорожняемых участков в случае аварии; строительство защитных сооружений, ограничивающих растекание нефтепродуктов при авариях; установка на НПС резервуаров для самотечного опорожнения в них нефтепродуктов из опорожняемых участков.

Для определения остаточного ресурса (продления срока службы) технологического оборудования (запорной арматуры, фильтров-грязеуловителей, регуляторов давления и т.д.), отработавшего нормативные сроки эксплуатации, проводится диагностирование оборудования. Для этого применяют методы неразрушающего контроля: визуальные, акустико-эмиссионные, ультразвуковые, капиллярные, магнитопорошковые и др.

Например, при выполнении диагностических работ на объектах ОАО «Северо-Западные нефтепроводы» и ОАО «Сибнефтепровод» использовался метод магнитной памяти металла (ММП) как альтернативный акустико-эмиссионному. Метод магнитной памяти металла основан на использовании магнитоупругого и магнитомеханического эффектов, позволяющих по остаточной намагниченности металла определять зоны концентрации напряжений и деформаций. Эти зоны затем подлежат дефектоскопии неразрушающими методами контроля.