Природоохранные мероприятия должны быть учтены при проектировании конструкций скважин, бурении, эксплуатации и ликвидации скважин в соответствии с "Регламентом составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газовых месторождений" (РД 153-39-007—96) и Инструкцией по ООС при строительстве скважин на нефть и газ на суше. Выбор конструкции скважин определяется комплексом неуправляемых и управляемых факторов.
Неуправляемые факторы - это горно-геологические условия проходки: литолого-стратиграфическая характеристика разреза: мощность и физико-механические свойства отложений: наличие поглощающих горизонтов: величины пластовых давлений и температур.
Управляемые факторы: геологическая изученность: организация технологии и техники бурения; способы вскрытия продуктивных горизонтов; техника и технология освоения месторождений и эксплуатации скважин.
Для предотвращения начавшегося выброса скважина закрывается установленным в ее устье специальным противовыбросовым оборудованием (ОП). Это оборудование для герметизации устья скважины устанавливается на фланце кондуктора и состоит из универсального протововыбросового превентора. плашечных превенторов, задвижек и другой арматуры (рис 8.1).
(рис 8.1) Схема установки блока противовыбросовых превенторов
Универсальный превентор имеет эластичный элемент, который способен перекрывать сечение любой формы и размеров. Он находится в цилиндре на самом верху блока превенторов. Плашечные превенторы перекрывают скважину сдвигающимися к центру плашками из армированной металлом резины. Размеры превенторов соответствуют наружному диаметру находящихся в скважине труб и долота. Трубные плашки обеспечивают герметизацию устья скважины с находящейся в ней колонной труб, а глухие плашки используются тогда, когда бурильная колонна в скважине отсутствует.
К блоку превенторов присоединяются линия глушения и штуцерная линия. Штуцерная линия переориентирует поток жидкости из скважины в резервуар для бурового раствора или в амбар для сжигания нефти. Линия глушения используется для подключения циркуляции утяжеленного бурового раствора.
Первая "линия обороны" - это универсальный превентор. Он представляет собой устройство, которое при активации перекрывает затрубное пространство между буровой колонной и стволом скважины. Если бурильщик замечает толчки в потоке бурового раствора, которые могут быть результатом внедрения долота в зону высокого давления, то он немедленно должен активировать универсальный превентор.
В случае, когда давление превышает значение, допустимое для универсального превентора. срабатывают трубные плашки превенторов, охватывающие буровую колонну. При активации универсального превентора или трубных плашек на штуцерной линии открывается клапан, через который более тяжелый буровой раствор проходит вниз по буровой колонне. После поступления в скважину тяжелого бурового раствора трубные плашки и универсальный превентор можно открыть.
В исключительных случаях вводят в действие последнее средство - срезные плашки превентора, которые сминают стенки бурильной колонны и перекрывают как колонну, так и затрубное пространство.
Большинство газо- и нефтепроявлений приурочено к началу подъема колонны бурильных труб или к началу промывки после спуска бурильной колонны. Следует избегать компоновок нижней части бурильной колонны с малыми зазорами, так как амплитуда колебания давления при СПО зависит от величины зазора. При снижении расчетной плотности раствора более чем на 0,02 $$г/см^2$$ необходимо принимать меры по ее восстановлению.
К опасным видам осложнений относится приток высокоминерализованной воды (рапы). Общая минерализация рапы может достигать 600 г/л, плотность - 1360 $$кг/м^3$$, температура на выходе из скважины $$110^{\circ}C$$. Рапа оказывает коррозионное воздействие на наземное оборудование, буровые и обсадные трубы, а также на цементный камень.
Для глушения флюидопроявления производится утяжеление раствора. Утяжеленный буровой раствор закачивается при пониженной подаче насоса, при этом следят за снижением давления на стояке. Когда правильно подобранный раствор глушения заполнит бурильную колонну, дойдет до долота, заполнит затрубное пространство и выйдет на устье скважины, скважина будет заглушена.
При угрозе выброса бурильщик поднимает колонну до выхода ведущей трубы из ротора и оставляет ее на весу, закрепив тормоз лебедки. Затем устье герметизируется превенторами, а скважинная жидкость через выкидные линии ОП направляется в циркуляционную систему.
При возрастании давления на устье открывается задвижка для фонтанирования скважины через отводы превентора. Поток газа направляется в сторону от буровой. Последующие работы по ликвидации фнтанирования проводятся по специальному плану.
Перечень основных природоохранительных мероприятий:
Некоторые вещества могут превалировать по валовым выбросам (например, $$CO_2$$, однако их токсичность мала по сравнению, например, с оксидами азота и серы. Поэтому в целях определения приоритетных (первоочередных) направлений по снижению выбросов ЗВ в атмосферу устанавливают категории опасности выбросов (КОВ) для контролируемой территории: $$КОВ=(M/ПДК)\alpha$$, где $$M$$-мощность выброса, г/с; $$ПДК$$ - среднесуточные предельно допустимые концентрации, $$мг/м^3$$; $$\alpha$$ - постоянная, учитывающая класс опасности ЗВ.
В первую очередь проектируют мероприятия по снижению выбросов окислов азота, серы, сажи, СО, и УВ.
Наиболее эффективным методом снижения выбросов $$NO_x$$ и сажи дизелями буровых установок (мощностью 700 кВт) является установка нейтрализаторов и сажевых фильтров.
Для снижения выбросов СО и УВ используют сотовые вставки с платинородиевым покрытием. Срок их работы 20 тыс. ч при степени преобразования СО до уровня 90%.
Цементировочные агрегаты кроме того оборудуются установками мокрой очистки, где в качестве сорбента используют раствор $$Ca(OH)_2$$ с эффективностью очистки газов до 98%. После отработки токсичная жидкость, обогащенная сажей, используется для затворения тампонажной смеси.
Факельные устройства оснащаются установкой для бездымного сжигания газа. Каталитические методы очистки газов дороги, поэтому здесь модернизируют условия сгорания, увеличивая высоту трубы на факеле и снижая температуру сгорания. Факельные устройства ДНС выбрасывают в год не более 60 т/год $$SO_2$$.
Здесь применяют специальные горелки и назначают оптимальный режим работы факельных устройств, обеспечивающих неотрыв пламени, снижение уровня шума, теплового и радиационного излучения, полноту сгорания газа.
При бурении скважин возникают всевозможные осложнения. Основные из них - поглощение бурового раствора, обрушение стенок и нарушение целостности ствола скважины, газонефтяной выброс. Эти осложнения не возникают обособленно. Исключая одно из перечисленных осложнений, можно вызвать другое.
Основным способом регулирования давления в скважине является изменение плотности бурового раствора (промывочной жидкости). Опасность потери устойчивости стенок ствола скважины, опасность возникновения гидравлического разрыва горных пород, а также необходимость создания нормального противодавления на пласты требуют одновременного обеспечения трех условий при подборе и назначении плотности бурового раствора. В реальных условиях эти требования не всегда можно удовлетворить.
Геологические и гидрогеологические условия бурения могут обеспечить следующие соотношения критических значений плотности растворов.
Первое соотношение:
$$ \rho_{р\min}<\rho_{р\,пр}<\rho_{р\max}, $$где $$\rho_{р\min}$$ - минимальная плотность бурового раствора, меньше значения которой происходит обрушение стенок скважины: $$\rho_{р\,пр}$$ - минимальная плотность раствора, обеспечивающая нормальное противодавление в скважине и исключающая ее фонтанирование: $$\rho_{р\max}$$—максимально допустимая плотность раствора, при превышении значения которой возникает гидравлический разрыв горной породы и уход раствора в пласт.
В этом случае условия бурения нормальные и рекомендуется применение раствора (промывочной жидкости) с плотностью $$\rho_{р}=\rho_{р\,пр}$$ обеспечивающей нормальное противодавление на пласт.
Второе соотношение:
$$ \rho_{р\,пр}<\rho_{р\min}<\rho_{р\max}, $$В этом случае условия бурения осложненные и во избежание обрушения стенок скважины рекомендуется назначить компромиссное значение плотности раствора $$\rho_р=\rho_{р\min}$$. При этом возможно поглощение бурового раствора.
Третье соотношение:
$$ \rho_{р\min}<\rho_{р\max}<\rho_{р\,пр}, $$В последнем случае условия бурения очень сложные. Компромиссным значением плотности бурового раствора является $$\rho_р=\rho_в\rho_п$$. Здесь $$\rho_п$$ является относительным пластовым давлением. Это тот случай, когда используется технология бурения при "сбалансированном давлении".
Успешная проводка скважин в значительной степени зависит от качества бурового раствора. Применяемый раствор должен отвечать следующим требованиям:
К любому раствору на водной основе можно добавлять детергенты, смазочные добавки и ингибиторы коррозии. Плотность растворов на углеводородной основе можно повышать добавлением карбоната кальция или барита.
Перед началом бурения следует определить состав и свойства растворов для каждого разбуриваемого интервала горных пород. Для отдельных площадей, сходных по геолого-техническим условиям, разрабатываются технологические регламенты буровых растворов.
Технологический регламент содержит: литологический состав пород разбуриваемого интервала, конструкцию скважин, интервалы возможных осложнений, пластовое давление, давление гидравлического разрыва пласта (ГРП), температуру пласта, рекомендуемый тип бурового раствора, материалы и реагенты для приготовления и химической обработки раствора, их планируемый расход на один погонный метр скважины.
Технологический регламент составляется на основании обобщения опыта проводки разведочных скважин и должен включать в себя растворы на основе доступных реагентов и материалов.
| № | Буровой раствор | Главные компоненты | Назначение и условия применения |
| 1 | Влажный воздух | Воздух и вода | Быстрое разбуривание твердых пород при незначительном притоке воды. Высокая скорость потока в кольцевом пространстве |
| 2 | Пена | Воздух, вода с бентонитом, вспенивающий агент | Разбуривание устойчивых пород. Значительный приток воды. Необходимость удаления крупного шлама при низкой скорости восходящего потока |
| 3 | Пресная вода | Пресная вода | Быстрое разбуривание устойчивых пластов. Требуются большие отстойники, флокулянты и обильное водоснабжение |
| 4 | Расворы с низким содержанием твердой фазы | Пресная вода, полимер, бентонит | Быстрое бурение в устойчивых породах. Низкая стоимость. Загрязняются растворимыми солями |
| 5 | Известковые растворы | Вода, бентонит или местные глины, известь, хромлигносульфонат | Разбуривание глинистых сланцев. Допустимая температура $$150^{\circ}C$$. Небольшая солестойкость |
| 6 | Калиевые растворы | Хлорид калия, био- или целлюлозный полимер, бентонит | Обеспечивается устойчивость ствола скважины. Высокая скорость бурения, $$pH=7-8$$ |
| 7 | Битумные растворы | Дизельное топливо, битум, эмульгаторы, 2-10% воды | Можно разработать раствор любой плотности. Термостабильность до $$315^{\circ}C$$ |
Строительство нефтяных и газовых скважин сопровождается образованием значительных объемов отходов бурения, отрицательно действующих на окружающую среду: загрязняются недра, почвы и водные объекты; сокращаются лесные и земельные фонды.
Большое значение при ведении буровых работ имеют технико-экономические аспекты охраны окружающей природной среды, заключающиеся в рациональном выборе технологии и технических средств, которые обеспечивают реализацию необходимых природоохранных мероприятий.
Основные источники загрязнения окружающей среды при бурении:
| Реагент | Концентрация, % | Назначение |
| Углещелочной реагент | 0,5-1,0 | Понижение водоотдачи |
| Гипан | 0,2-2,0 | Понижение водоотдачи |
| Хлорисный кальций | 0,1-10 | Ингибитор диспергации |
| Жидкое стекло | 2,0-5,0 | Ингибитор диспергации |
| Хромпик | 0,05-0,2 | Термостабилизатор |
| Кальцинированная сода | 0,3-0,5 | Регулятор pH |
| Смазка | 1,0-2,0 | Смазочная добавка |
Химические реагенты используются также и при разработке нефтяных месторождений методом поддержания пластового давления. В случае внутриконтурного заводнения пластов расход воды составляет до 2 $$м^3$$ на тонну добытой нефти, а при площадном заводнении - более 15 $$м^3$$ на тонну добытой нефти.
Наибольший объем отходов бурения составляют буровые сточные воды (БСВ), представляющие собой многокомпонентные суспензии, содержащие нефть и нефтепродукты, минеральные и органические вещества. В сточных водах в растворенном виде присутствуют минеральные соли натрия, калия, кальция, магния и химические реагенты. Нефтепродукты находятся в БСВ в эмульгированном и растворенном состояниях. Минеральная часть взвешенных веществ состоит из частиц глины, утяжелителя и выбуренной породы. Высокий уровень загрязненности БСВ не допускает их сброса в объекты природной среды без предварительной очистки.
Перед началом буровых работ необходимо снимать слой почвы со всей площади, отводимой под строительство скважины, а после окончания бурения почвенный слой вновь восстанавливается. Наиболее рациональным и экологически оправданным методом утилизации БСВ является переход на замкнутый цикл водоснабжения буровой установки, что обеспечит снижение норм водопотребления. Например, сточные воды можно использовать для приготовления тампонажных растворов. После окончания строительства скважины БСВ и отходы буровых растворов (ОБР) следует вывозить на соседние скважины для повторного использования.
Для очистки БСВ используют механические и физико-химические методы. Метод механической очистки включает отстаивание, центрифугирование, фильтрование и позволяет удалять все примеси за исключением коллоидных фракций. В гидроциклонах и на центрифугах можно удалить из БСВ до 70% взвешенных частиц. Лучшие результаты достигаются при фильтрации БСВ через пористые материалы. Наиболее эффективно очищаются БСВ с помощью коагулянтов - солей алюминия и железа. При высокой загрязненности БСВ используются совместно коагулянты и флоккулянты - растворимые высокомолекулярные соединения.
Перспективен биохимический метод очистки БСВ, основанный на способности некоторых микроорганизмов извлекать из воды органические вещества различного генезиса и использовать их в качестве питательного субстрата.
В составе отходов буровых растворов (ОБР), буровых шламов (БШ) и буровых сточных вод (БСВ) содержится повышенное содержание растворимых солей и многих классов органических веществ, в том числе нефти и нефтепродуктов. В ОБР содержание загрязняющей органики, оцениваемой по величине показателя химического потребления кислорода (ХПК), достигает 50 г/л, а нефти и нефтепродуктов - более 15%. При назначении составов буровых растворов следует использовать малотоксичные материалы и химические реагенты (КМЦ, КССБ, $$Na_2 CO_3$$, $$NaOH$$, графит) и сокращать объемы использования нести в качестве противоприхватной добавки. В качестве смазочной добавки можно использовать графит, ФК-2000 и др.
Для обработки буровых растворов используются сотни химических реагентов, и не для всех из них определены ПДК. Поэтому регламентировать отходы по степени их токсического воздействия на окружающую среду не всегда представляется возможным.
Наиболее токсичными реагентами являются баритовый утяжелитель, известь, каустическая сода и бихромат калия. Например, значения ПДК в водных объектах для некоторых используемых в составе буровых растворов материалов следующие: сульфонол НП-1 - 200; ОП-7 - 500; барит - 50; УЩР-500; ССБ-20; каустическая сода - 50 мг/л.
Составы применяемых растворов зависят от многих факторов. Например, при бурении отложений солей Прикаспийской низменности в интервале 700-4000 м использовался высокоминерализованный неофтеэмульсионный буровой раствор. Последующее вскрытие продуктивного горизонта, представленного карбонатными породами на глубине 4000-5000 м, осуществлялось с применением известково-битумного утяжеленного баритом раствора. В состав этого раствора входили известь, битум, дизельное топливо, утяжелитель, реагент-нейтрализатор сероводорода ЖС-7, сульфонол, СМАД и эмультал.
Представление о количестве получающихся отходов бурения можно получить из следующего примера. На Тенгизском месторождении (Казахстан) общее количество отходов в амбарах пробуренных 72 скважин составило 220 тыс. т. общий объем которых - более 120 тыс. $$м^3$$. В среднем количество отходов буровых растворов от проходки одной скважины - более 3000 т или 1600 $$м^3$$.
При проектной вместимости одного амбара 5000 $$м^3$$ отходы химических реагентов и материалов заняли третью часть вместимости амбара. При этом содержание нефти, битума и дизельного топлива в одном амбаре составило более 1000 т. Кроме этого в шламовый амбар также сбрасывался избыток тампонажного раствора.
Для снижения утечек загрязняющих веществ в подстилающие грунты ложе шламовых амбаров устилают гидроизоляционными покрытиями. Одним из способов является укладка глинистого или суглинистого экрана по всему ложу шламох-ранилища. Скорость фильтрации Ужидкости через экран толщиной $$L$$ определяется с помощью уравнения Дарси:
$$ V=kH/L, $$где $$k$$ - коэффициент фильтрации материала, из которого выполнен экран; $$H$$ - напор фильтрации, равный глубине жидкости в шламохранилище.
Ориентировочные значения коэффициента фильтрации грунтов следующие (м/сут): глина - 0,001; суглинок 0,01 - 0,1; песок пылеватый - 1,0; песок среднезернистый - 10 м/сут. Коэффициент фильтрации и проницаемость $$k_{пр}$$ горных пород связаны между собой следующим соотношением:
$$ k=(\rho g/\mu)k_{пр}, $$где $$\rho$$ и $$\mu$$ - плотность и динамическая вязкость фильтрующей жидкости или газа.
Утечки жидкости через ложе шламохранилища (амбара) определяются как произведение скорости фильтрации (8.4) на площадь фильтрации (рис 8.2, а).
Удельный расход жидкости через прямоугольную перемычку, расположенную на водоупоре и выполненную из однородного грунта (рис 8.2, б), определяется следующим уравнением:
$$ q=\frac{k(h_1^2-h_2^2)}{2l}. $$
(рис 8.2) Фильтрация через грунтовые водоупорные элементы
Остальной объем амбара заполнялся выбуренной породой, а после технической рекультивации - грунтом, вынутым при строительстве амбара. Подобный способ захоронения полужидкой массы отходов бурения в шламовых амбарах на территории буровой практикуется почти повсеместно. Способ локализации отходов бурения посредством засыпки котлованов без их обезвреживания не решает полностью задачи защиты почвы и грунтовых вод от загрязнения отходами.
Основным направлением утилизации отработанных буровых растворов (ОБР) остается их повторное использование для бурения новых скважин и крепления стволов скважин. Самым доступным методом ликвидации ОБР и бурового шлама (БШ) является их захоронение в земляных амбарах непосредственно на буровой. При этом обязательным условием является обезвреживание захороненной массы.
Наиболее простым способом обезвреживания и утилизации ОБР является их отверждение с помощью минеральных вяжущих материалов с активирующими добавками: окись алюминия, жидкое стекло, хлорид железа. Используются также вяжущие на основе полимерных материалов. Проблемы очистки и утилизации всех отходов бурения целесообразно решать в комплексе - такая технологическая политика является основной среди нефтедобывающих компаний.
Рекультивация нарушенных территорий - это комплекс мероприятий по восстановлению нарушенного почвенного покрова, биоресурсов, природной и геологической среды. Процессы рекультивации должны носить системный характер и занимать равное положение с процессами эксплуатации недр. Рекультивация земель должна осуществляться за счет средств добывающих компаний. Эти средства должны входить в себестоимость готовой продукции.
Для строительства магистральных нефтегазопроводов используют трубы стальные бесшовные, электросварные прямошовные и спиральношовные. Трубы диаметром до 500 мм изготавливают из спокойных и полуспокойных углеродистых сталей, диаметром до 1020 мм - из спокойных и полуспокойных низколегированных сталей, диаметром до 1420 мм - из низколегированных сталей в термически упрочненном состоянии.
Процесс изготовления бесшовных горячекатаных труб включает изготовление заготовки в виде стакана и последующее формирование трубы горячей прокаткой. Бесшовные трубы применяют для трубопроводов диаметром до 530 мм. Сварные прямошовные трубы диаметром 530-1420 мм изготовляют из листовой заготовки холодным прессованием или гибкой. Трубы диаметром 1020 мм и выше собирают из двух полуцилиндрических заготовок. Спиральношовные трубы изготовляют из стальной рулонной ленты, сворачивая ее по спирали в непрерывную трубу на специальном трубном стане. Спиральношовные трубы дешевле прямошовных. За счет спирального шва труба становится более жесткой и лучше сохраняет форму при транспортировке. Недостатком спиральношовных труб является большая протяженность сварных швов, они не поддаются гнутью и плохо копируют местность.
В зависимости от назначения стальные трубы поставляют по группам А. Б, В, Г и Д. Каждая группа имеет свои гарантированные характеристики: механические свойства и химический состав. Например, Новомосковский трубный завод (Россия) выпускает трубы с наружным диаметром 1020 мм из марганцовистой стали марки 13ГС. Это прямошовные трубы из листовой стали, имеющие следующие характеристики: толщину стенки от 9.5 до 11.1 мм; временное сопротивление разрыву 510-540 МПа; предел текучести 363-422 МПа; относительное удлинение 20%; заводское испытательное давление без осевого подпора 6,4-7,5 МПа.
По химическому составу стали подразделяются на углеродистые и легированные. При содержании углерода до 0,25% сталь является низкоутлеродистой. при содержании 0,6-2% - высокоутлеродистой. Углерод ухудшает свариваемость сталей. Легированной называется сталь, в которой содержатся специальные легирующие элементы: хром, никель, молибден, вольфрам, ванадий, титан и др.
Для изготовления резервуаров, газгольдеров и газонефтепроводов применяется низколегированная конструкционная сталь. Она обладает рядом преимуществ по сравнению с углеродистой сталью: выше предел текучести и коррозионная стойкость; меньшая склонность к хладоломкости; хорошая свариваемость.
Наружный диаметр и толщина стенок труб стандартизованы. Некоторые характеристики труб, выпускаемых российскими заводами приведены в табл. 8.3. Их коэффициент надежности по материалу изменяется в пределах 1,34-1,47.
| Наружный диаметр, мм | Рабочее давление, МПа | Толщина стенки, мм | Марка стали | $$\sigma_{вр}$$ | $$\sigma_т$$ |
| 530 | 7,4 | 7-10 | 17ГС | 510 | 353 |
| 720 | 7,4 | 7-20 | К60 | 589 | 461 |
| 1020 | 6,3 | 11-12 | 17Г1С | 510 | 363 |
| 1220 | 5,4-7,4 | 10-16 | 08ГБЮ | 510 | 350 |
В связи с большим разнообразием климатических условий при строительстве и эксплуатации трубопроводов трубы подразделяются на две группы: в обычном исполнении и северном (температура эксплуатации до минус $$40^{\circ}C$$) исполнении.
Основные физические характеристики трубных сталей следующие: плотность $$\rho = 7850 кг/м^3$$, модуль упругости $$Е = 206 000 МПа$$, коэффициент линейного расширения $$\alpha_t = 1,21\cdot 10^{-5} град^{-1}$$, коэффициент Пуассона $$\mu=0,3$$.
При разности внутреннего рабочего давления и внешнего давления $$\Delta р = (р-р_0)$$ труба получает следующее приращение диаметра:
$$ \Delta d=\frac{d_0^2(p-p_0)}{2E\delta} $$где $$\delta$$ - толщина стенки трубы; $$d_0$$ - внутренний диаметр трубы.
При изменении температуры транспортируемой среды на величину $$\Delta T$$ объем внутренней полости трубы получит следующее приращение:
$$ \Delta W(T)=W_0(1-\alpha_0\Delta T), $$где $$W_0$$ - начальный объем полости трубы; $$\alpha_0=3,3\cdot 10^{-5}град^{-1}$$ - коэффициент объемного расширения стали.
Изучение статистических данных показывает, что основными причинами разрушений газопроводов являются: малая вязкость стали и недостаточное сопротивление распространению трещин от действия упругих сил сжатого газа. Традиционные методы расчета на прочность по пределу текучести или временному сопротивлению разрыву позволяют рассчитать толщину стенки трубы, обеспечивающую безопасную работу при статических растягивающих нагрузках, способных вызвать пластическую деформацию, а затем и разрыв трубы.
В качестве нормативной характеристики вязкости сталей принята работа развития разрушения трубы ар или иначе энергия, поглощаемая металлом стенки трубы при движении (развитии) трещины:
$$ \alpha_р=\pi p^2 D^3/16E\delta^2, $$где $$p$$ - рабочее давление перекачки; $$D$$ - наружный диаметр трубы: $$E$$ - модуль упругости стали; $$\delta$$ - толщина стенки трубы.
Расчетная величина (8.9) позволяет ориентироваться в уровне необходимых требований по вязкости стали. Эта величина близка по значению ударной вязкости стали, которая определяется в лабораторных условиях на образцах с острым надрезом. Требования по вязкости сталей для газопроводов отличаются от аналогичных требований для нефте- и продуктопроводов.
Например, при перекачке нефти или газа при давлении 5,5 МПа по стальной трубе диаметром 1220 мм с толщиной стенки 15 мм необходимо обеспечить стали общее временное сопротивление разрыву 430 МПа. Однако необходимые параметры вязкости сталей, из которых должны быть изготовлены трубы нефтепровода и трубы газопровода, существенно отличаются: материалу трубы для транспорта нефти достаточно иметь $$\alpha_р=0,02 Па\cdot м$$; материалу трубы для транспорта газа необходимо иметь $$0,22 Па\cdot м$$.
Если предположить, что перекачка осуществляется при давлении 10 МПа, то материал стенки нефтепровода и газопровода должен иметь единое значение прочности $$\sigma_{вр}= 780 МПа$$. Однако при этом разброс по критерию вязкости стали очень большой: для материала стенки трубы нефтепровода достаточно иметь вязкость $$\alpha_р=0,05 Па\cdot м$$; для трубы газопровода необходимо иметь $$0,72 Па\cdot м$$. Создание труб с высоким уровнем вязкости сталей для условий работы в области отрицательных температур является очень сложной задачей.
Газопроводы способны работать и при меньших значениях вязкости материала труб, но при этом уменьшается степень их надежности. Если при надлежащей вязкости стали возникшая трещина (разрушение) не увеличивается под влиянием упругой энергии сжатого газа, то в сталях с пониженными показателями вязкости трещина лавинообразно распространится на большую длину трубы. По этой причине нельзя стремиться к повышению прочности трубных сталей и уменьшению толщины стенки без одновременного повышения их вязкости.
На каждую партию труб завод-изготовитель выдает сертификат, в котором указана вся информация, включая номера плавок. На внешней стороне трубы четко обозначаются размер трубы, клеймо ОТК, год изготовления и товарный знак завода.
Трубопроводная арматура предназначена для управления потоком транспортируемой жидкости. По принципу действия арматура делится на три класса: запорная, регулирующая и предохранительная. Запорная арматура устанавливается на линейной части трубопровода через каждые 10-30 км и предназначена для отсекания аварийного или ремонтируемого участка трубы. Кроме этих случаев запорная арматура устанавливается:
Расходы на арматуру составляют около 12% капитальных вложений и эксплуатационных затрат. По условиям работы к арматуре предъявляют следующие требования: прочность, герметичность, коррозионная стойкость и взрывобезопасность. По значению рабочего давления арматуру подразделяют на три группы: низкого (менее 1 МПа); среднего (1,6-6,4 МПа) и высокого давления.
К запорной арматуре относятся задвижки, краны, вентили. Задвижки имеют незначительное гидравлическое сопротивление при полностью открытом проходе, небольшую строительную длину и возможность перекрывать потоки высоковязких жидкостей. Недостатками задвижек являются: небольшой допустимый перепад давления на затворе, невысокая скорость срабатывания, возможность возникновения гидравлического удара.
Регуляторы давления - это устройства, служащие для автоматического поддержания давления на требуемом уровне. Различают регуляторы "до себя" и "после себя". Для регулирования давления методом дросселирования применяют регулирующие заслонки с электроприводом.
Предохранительные клапаны предотвращают повышение давления в трубопроводе сверх установленной величины. На нефтепроводах применяют клапаны закрытого типа, работающие по принципу сброса части жидкости из места возникновения повышенного давления в специальный сбросной коллектор. Для предотвращения движения перекачиваемой жидкости в обратном направлении применяют обратные подъемные и поворотные клапаны.
Монтажными являются работы, связанные со сборкой и соединением секций труб в непрерывную нитку. Монтаж МТ производят индустриальным методом с максимальным уменьшением объема работ на трассе.
На практике наибольшее распространение получил поточно-расчлененный метод сварки. При работе по этому методу каждый сварщик при выполнении сварки заполняющих и облицовочного слоев шва сваривает на каждом стыке только "свой" определенный сектор данного слоя. Закончив эту работу, сварщик переходит на следующий стык. Для этого метода характерна максимальная специализация сварщиков.
На участках малой кривизны используют упругий изгиб трубопровода. Минимальные радиусы упругого изгиба примерно следующие: при диаметре труб 1200 мм - радиус изгиба 1200 м; при диаметре 800 мм - 800 м; при диаметре 500 мм - 500 м. Повороты трубопровода в вертикальной и горизонтальной плоскостях преимущественно производятся за счет использования отводов холодного гнутья.
На участках с малыми радиусами кривизны применяют крутоизогнутые отводы горячего гнутья или штампосварные отводы.
Число слоев сварки определяется толщиной стенки трубы. Например, при толщине стенки трубы 24-28 мм число слоев шва должно быть не менее пяти. При V-образной разделке кромок ширина наружного шва составляет от 1,5 до 2,0 значений толщины стенки трубы. Готовый шов должен иметь усиление высотой 1-3 мм. Для обеспечения гарантированного провара корня шва сварку труб диаметром 1020-1420 мм из низколегированных высокопрочных сталей производят с внутренней подваркой.
Возможные дефекты при сварке: непровар по кромкам: усадочные раковины: шлаковые включения; пористость. Причинами образования дефектов могут быть: малый или большой зазор между кромками; высокая скорость сварки; слишком большой или малый ток: слишком длинная дуга или неправильный угол наклона электрода. Стыки не должны иметь трещин, подрезов более 0,5 мм. смещений кромок, кратеров и пор. Усиление шва должно быть высотой до 3 мм и иметь плавный переход к основному металлу.
Временное сопротивление разрыву сварного соединения должно быть не меньше нормативного значения временного сопротивления разрыву металла труб.
Стыки, выполненные дуговой сваркой, подлежат контролю физическими методами в объеме 100%. Радиографическим методом контролируются все стыки участков категорий B и I, на переходах через болота, через железные и автомобильные дороги, а также все трубы диаметром 1020-1420 мм. Остальные стыки контролируются ультразвуковым или магнитографическим методом. При контроле стыков годными считаются швы, в которых отсутствуют трещины; глубина шлаковых включений не превышает 10% толщины стенки трубы при их суммарной длине не более 15% длины шва. Максимальный допускаемый размер пор 2,7 мм.
При неудовлетворительных результатах испытаний сварных стыков весь участок нефтепровода, сваренный с момента последней проверки, подвергается силовому воздействию на изгиб с созданием напряжения, равного 0,9 нормативного предела текучести.
К нагрузкам трубопровода относят внутреннее давление продукта в трубе, вес конструкций, давление грунта, снега и ветра, внешнее гидростатическое давление и архимедова сила. К воздействиям относят предварительное напряжение элементов, изменение температуры, просадки оснований и сейсмические явления. Учет внутреннего давления при расчетах прочности трубопроводов обязателен, а остальные нагрузки учитываются в зависимости от конкретных условий.
Нормативные нагрузки - это наибольшие внешние нагрузки, допускаемые при нормальной эксплуатации трубопровода. Расчетные нагрузки отличаются от нормативных нагрузок на величину коэффициента надежности по перегрузке п при наиболее неблагоприятных сочетаниях.
Нагрузки и воздействия, связанные с осадками и пучениями грунта, перемещением опор определяются на основании анализа грунтовых условий в процессе строительства и эксплуатации трубопровода. Параметры сейсмических колебаний грунта назначаются без учета заглубления трубопровода, а как для сооружения, расположенного на поверхности земли.
Нормативный температурный перепад в металле стенок труб принимается равным разнице между максимальной или минимальной температурой стенок в процессе эксплуатации и наименьшей или наибольшей температурой, при которой фиксируется расчетная схема трубопровода (привариваются компенсаторы, проводится засыпка трубы), т. е. когда фиксируется статически неопределимая система.
При установлении температурного перепада $$\Delta t=(t-t_0)$$ и невозможности температурных деформаций в трубопроводе сформируются следующие напряжения:
$$ \sigma_t=\pm\alpha_t E\Delta t, $$где $$\alpha_t$$ - коэффициент линейного расширения материала трубы; $$E$$ - модуль упругости материала трубы; $$t_0$$ - температура, при которой фиксируются элементы конструкции в проектном положении; $$t$$ - наибольшая или наименьшая расчетная температура.
Усилия в трубопроводе, действующие в тангенциальном направлении, называют кольцевыми (рис 8.3), в осевом направлении - продольными.
(рис 8.3) Схема внутренних напряжений в трубе
Под воздействием внутреннего давления $$p$$ в трубе с внутренним диаметром $$d$$ в стенке толщиной $$\delta$$ формируется кольцевое напряжение
$$ \sigma_{кц}=\frac{pd}{2\delta}. $$Зависимость между продольными и поперечными (кольцевыми) напряжениями определяется через коэффициент Пуассона m следующим образом:
$$ \sigma_{пр}=\mu\sigma_{кц}, $$В процессе строительства трубопровод искривляется как в горизонтальном, так и в вертикальном направлении. Изгиб вызывает появление в стенке трубы дополнительных напряжений, которые зависят от радиуса упругого изгиба $$R$$ и геометрических характеристик трубы.
Если трубопровод не может перемещаться в продольном и поперечном направлении, то при совместном действии внутреннего давления, температуры и изгибающего момента продольные напряжения в искривленном трубопроводе определяются следующей зависимостью:
$$ \sigma_{пр}=\mu\sigma_{кц}\pm\alpha_t E\Delta t+\frac{ED}{2R}. $$Здесь $$\sigma_{пр}=pd/2\delta_н$$ - кольцевые напряжения от рабочего нормативного давления; $$d$$ - внутренний диаметр трубы; $$\delta_н$$ - номинальная толщина стенки трубы; $$\mu$$ - коэффициент Пуассона материала трубы; $$\alpha_t$$ - коэффициент линейного расширения металла трубы; $$\Delta t$$ - расчетный температурный перепад (положительный при нагревании); $$E$$ - модуль упругости (модуль Юнга) материала трубы; $$R$$ - минимальный радиус упругого изгиба оси трубопровода; $$D$$ - наружный диаметр трубопровода.
Знак "минус" в (8.13) относится к случаю, когда $$\Delta t$$ имеет отрицательное значение, т. е. расчетная температура меньше начальной температуры. В таком случае растягивающие продольные напряжения увеличиваются. В случае, когда $$\Delta t$$ имеет положительное значение, растягивающие напряжения уменьшаются и даже могут стать сжимающими.
Под прочностью трубопровода понимают его способность сопротивляться внутренним и внешним нагрузкам без разрушения и без потери устойчивости. Для обеспечения прочноети необходимо определить напряжения в стенках трубопровода от различных нагрузок и сравнить с контролируемым сопротивлением материала трубы $$R_к$$. Если расчетные напряжения окажутся меньше значения $$R_к$$, прочность считается обеспеченной.
Сопротивление материала нагрузкам характеризуется диаграммой растяжения или сжатия. На этой диаграмме имеются обычно три характерных значения: $$\sigma_у$$ - напряжения на конце участка упругой зависимости: $$\sigma_т$$ - напряжения на площадке текучести; $$\sigma_{вр}$$ - временное сопротивление разрыву, при котором происходит быстрое разрушение материала. Например, для стали Ст.3 $$\sigma_т = 240 МПа$$, а $$\sigma_{вр} = 400 МПа$$. Принимая в расчетах в качестве контролируемого сопротивления $$\sigma_т$$, получим одно значение толщины стенки труб, а принимая $$\sigma_{вр}$$ - другое значение толщины стенок.
Магистральные трубопроводы рассчитываются на нагрузки и воздействия по методу предельных состояний. Для всех схем их прокладки принимают два предельных состояния работы материала:
Напряжения в материале трубы определяют от всех нормативных нагрузок и воздействий с учетом продольных и поперечных перемещений трубопровода в соответствии с правилами строительной механики и курса сопротивления материалов.
В строительных нормах в качестве расчетных сопротивлений приняты два контролируемых сопротивления растяжению (сжатию) $$R_1$$ и $$R_2$$, которые следует определять по формулам:
$$ К_1=\frac{R_1^{н}m}{k_1 k_н}, $$ $$ К_2=\frac{R_2^{н}m}{k_2 k_н}, $$Здесь $$m = 0,6-0,9$$ - коэффициент условий работы трубопровода, зависящий от категории трубопровода и его участка; $$k_1 = 1,34-1,55$$ и $$k_2 = 1,11-1,20$$ - коэффициенты надежности (безопасности) по материалу труб с учетом технологии их изготовления и сварки; $$k_н = 1,0-1,05$$ - коэффициент надежности, учитывающий внутреннее давление, диаметр и назначение трубопровода.
В последних зависимостях значение $$R_1^{н}$$ принимается равным минимальному значению $$\sigma_{вр}$$ для материала; $$R_2^{н}$$ принимается равным пределу текучести $$\sigma_т$$ по техническим условиям на трубы.
В соответствии с методикой расчета прочности по предельным состояниям различают расчетные и нормативные нагрузки. Расчетные нагрузки учитывают их возможное отклонение от нормативных с помощью различных значений коэоффици-ентов перегрузки.
Расчетная толщина стенки трубопровода определяется следующей зависимостью:
$$ \delta=\frac{npD_н}{2(R_1+np)}, $$Здесь $$n = 1,10-1,15$$ - коэффициент перегрузки или коэффициент надежности по рабочему давлению в трубопроводе: $$p$$ - рабочее нормативное давление: $$D_н$$ - наружный диаметр трубопровода.
Пусть трубопровод с наружным диаметром 1220 мм работает при рабочем давлении $$p = 7,5 МПа$$. Нормативное расчетное сопротивление материала стенки трубы $$R_1^{н} = \sigma_{вр} = 480 МПа$$. Коэффициент безопасности по материалу $$k_1 = 1,34$$, коэффициент надежности $$k_н = 1,05$$, коэффициент перегрузки $$n = 1,1$$, коэффициент условий работы $$m = 0,75$$. При таких условиях работы толщина стенок трубопровода должна быть равной $$\delta=19,2 мм$$.
При наличии в трубопроводе продольных осевых сжимающих напряжений расчетная толщина стенки трубопровода определяется по формуле (8.16), в которой расчетное сопротивление $$К_1$$ умножается на коэффициент $$\psi_1$$. учитывающий двухосное напряженное состояние трубы:
$$ \psi_1=\sqrt{1-0,75\left(\frac{\sigma_{пр}}{R_1}\right)^2}-\frac{\sigma_{пр}}{2R_1}, $$где $$\sigma_{пр}$$ - абсолютное значение продольных сжимающих напряжений от расчетных нагрузок и воздействий.
Толщину стенки труб следует принимать не менее $$1/140D_н$$, но не менее 4 мм для труб диаметром свыше 200 мм. Полученное расчетное значение толщины стенки трубы округляется до ближайшего большего значения, предусмотренного ГОСТом.
Защита МТ от подземной коррозии осуществляется комплексно: защитными (изоляционными) покрытиями и средствами электрохимической защиты.
Изоляционные покрытия должны удовлетворять следующим требованиям:
В зависимости от используемых материалов различают покрытия на основе битумных мастик, полимерных липких лент, эпоксидных полимеров, каменноугольных пеков, стекло-эмалевых покрытий и др. Наибольшее распространение получили покрытия на основе битумных мастик.
В зависимости от условий прокладки и эксплуатации применяют покрытия: усиленные и нормальные.
Усиленные покрытия применяют на трубах со сжиженными углеводородами, трубах диаметром 1020 мм и более, в засоленных и болотистых почвах, на подводных и других переходах, при температуре продукта выше $$40^{\circ}C$$. Это покрытие включает в себя грунтовку, слой битумно-резиновой мастики толщиной 6 мм, слой стеклохолста и защитную обертку. Усиленное покрытие также может выполняться из двух слоев полимерной ленты.
В большинстве остальных случаев используется нормальное покрытие, которое включает в себя битумную грунтовку, слой битумно-резиновой мастики до 4 мм, слой стеклохолста и защитную обертку.
Изолируемые трубы перед нанесением грунтовочного слоя очищаются от ржавчины, масел и пыли.
Битумно-полимерные грунтовки изготавливают в заводских условиях. Битумно-резиновые грунтовки и мастики приготовляются на месте растворением битума в бензине. Слой грунтовки заполняет микронеровности на поверхности металла и служит для обеспечения лучшей адгезии между поверхностью металла и основным изоляционным слоем.
Битумные мастики приготавливают в заводских условиях; в трассовых условиях - их разогревают в котлах до $$150-200^{\circ}C$$.
В состав мастик входит битум до 90%, резиновая крошка - до 12%, пластификатор - до 7% и наполнитель (доломит, известняк, тальк).
Нанесение покрытий производится изоляционными машинами. На изолирующей обечайке устанавливается необходимый зазор между обечайкой и трубой.
Армирование битумного покрытия стеклохолстом и рулонными материалами осуществляется спирально без морщин и складок с нахлестом не менее 30 мм. Ширина рулонного материала не более 50 см.
Рулонные материалы наносят одновременно с изоляцией по слою горячей мастики путем намотки по спирали той же изоляционной машиной.
Клеевые грунтовки, изоляционные ленты и обертки наносятся на трубу одновременно механизированным способом. Для обеспечения плотного прилегания лент и оберток необходимо постоянное натяжение материала с определенным усилием.
Тип полимерного покрытия выбирается в зависимости от температуры транспортируемого продукта. Порошковые полиэтиленовые покрытия применяют при $$70^{\circ}C$$, эпоксидные - при $$80^{\circ}C$$, полиэтиленовые липкие ленты - при $$70^{\circ}C$$. поли-винилхлоридные липкие ленты - при $$40^{\circ}C$$.
Усиленные полимерные покрытия имеют толщину до 3 мм. Они очень технологичны, изготавливаются в основном в заводских условиях.
Крановые узлы, задвижки, катодные выводы изолируются битумными мастиками или полимерными липкими лентами.
Трубные плети укладывают в траншею в зависимости от местных условий и диаметра труб одним из нескольких способов.
(рис 8.4) Схема укладки изолированного трубопровода в траншею
Для обеспечения сохранности изоляционного покрытия при укладке плетей в траншею нельзя допускать их соприкосновения со стенками траншеи. Дно траншеи должно быть выровнено мягкой подсыпкой. Обетонированные трубы и трубы с футеровкой дополнительной защиты от повреждений не требуют.
Перед сдачей в эксплуатацию трубопровод должен быть очищен от посторонних предметов, грязи и пыли. Очистка производится после выполнения всех видов работ: при подземной схеме укладки трубопровод должен быть уложен в траншею и засыпан грунтом, при наземной - уложен и обвалован грунтом, при надземной - уложен на опоры и закреплен.
Основным способом очистки полости трубы является пропуск по ней специальных очистных устройств с помощью воздуха или газа, а также с помощью воды.
Для продувки трубопровода требуется высокое давление воздуха, чтобы обеспечить поршню движение со скоростью до 60 км/ч. После заполнения ресивера (накопителя воздуха) воздух подают в продуваемый участок, куда уже помещен поршень. Под давлением воздуха поршень очищает трубопровод и вылетает в специальный патрубок.
При промывке полости труб водой решаются одновременно две задачи: трубопровод очищается от грязи и заполняется водой для последующего гидравлического испытания. Длина участков, промываемых за один проход поршня, может достигать 50 км.
Расчетная прочность трубопровода - это характеристика, учитывающая все предполагаемые факторы, которые могут привести к его разрушению.
В процессе строительства трубопровода за всеми технологическими операциями осуществляется строгий контроль, однако высокая эксплуатационная надежность может быть обеспечена только после проведения испытания на прочность всей линейной части и различных узлов трубопровода.
На заводе трубы испытывают кратковременным приложением давления, которое вызывает кольцевые напряжения, близкие к пределу текучести. Однако проверить соответствие расчетной прочности трубопровода действительной прочности в условиях эксплуатации трубопровода можно только испытанием внутренним давлением, при котором выявляются все необнаруженные дефекты.
Испытания проводят водой. В зависимости от категории участков принимают от одного до трех испытаний с определенными максимальными величинами давлений. При проверке на прочность испытания проводятся в течение 24 ч, на герметичность - 12 ч. Испытательное напряжение не должно вызывать в металле напряжений более 0,9 предела текучести.
Первый этап испытаний осуществляют на площадке до нанесения изоляции для участков категорий В и I при давлении $$1,25p_{раб}$$. Второй этап испытаний проводится после укладки, но до засыпки трубопровода. При этом отдельные испытываемые участки ограничиваются заглушками или линейной арматурой. На третьем этапе трубопровод испытывается одновременно с прилегающими участками.
Испытательное давление в наиболее высокой точке трассы принимается не менее $$1,1p_{раб}$$ для участков третьей и четвертой категорий; $$1,25p_{раб}$$ для участков первой и второй категорий; $$1,5p_{раб}$$ для трубопроводов категории В. При испытаниях устанавливается охранная зона по 100 м в обе стороны от трубопровода.
Перед вводом в эксплуатацию трубопроводов, которые были выведены из эксплуатации на срок более одного года, проводятся гидравлические переиспытания. Протяженность испытуемых участков не должна быть больше 40 км.
В процессе выдержки трубопроводов под давлением может изменяться температура воды и стенок труб, вследствие чего будет изменяться давление в трубе. Изменение испытательного давления компенсируется подкачкой или сбросом воды. При резком падении давления и обнаружении выхода воды испытания прерываются.
Результаты гидравлических испытаний на прочность и герметичность признаются удовлетворительными, если не произошло разрывов, падения давления, а в основном металле, сварных швах, арматуре не обнаружено течи и запотеваний. Выявленные при испытаниях дефекты должны быть устранены в порядке, предусмотренном нормативными документами.
При рассмотрении многих технических вопросов, таких, например, как истечение нефтепродуктов из резервуаров различного назначения, распыление топлива через форсунки котельных агрегатов и двигателей внутреннего сгорания, утечки нефти через свищи и трещины в стенках трубопроводов, приходится сталкиваться с истечением жидкости через отверстия.
Трубопроводы, резервуары и оборудование в процессе эксплуатации подвергаются процессу коррозии (лат. corrosio - разъедание). Коррозия - это процесс самопроизвольного окисления металла под воздействием окружающей среды, приводящий к его разрушению. Таким образом, конструкцию нужно защищать от ОС, чтобы эта конструкция защищала ту же ОС.
Коррозия труб происходит как снаружи под действием почвенного электролита, так и изнутри вследствие примесей влаги, солей и сероводорода, содержащихся в углеводородном сырье. Коррозия приводит к преждевременному износу агрегатов, трубопроводов, резервуаров.
В зависимости от механизма реакций, протекающих на поверхности металла, коррозия бывает химической и электрохимической.
Химическая коррозия - это процесс разрушения металла при его взаимодействии с газами или жидкостями по законам химических реакций, не сопровождающийся возникновением электрического тока. При этом продукты коррозии образуются на всем участке контакта металла с агрессивной средой. Кинетика этих реакций выглядит следующим образом:
$$ n\text{Me}+\frac{Z}{2}\text{O}_2\rightarrow \text{Me} n \text{O}_z $$где $$n$$ - число атомов металла в реакции: $$Z$$ - валентность металла.
Электрохимическая коррозия подразделяется на коррозию в электролитах, почвенную, атмосферную и контактную. Во всех случаях окисление металлов происходит за счет возникновения электрического тока, анодные и катодные процессы протекают на различных участках поверхности, а продукты коррозии образуются на анодных участках.
При электрохимической коррозии одновременно протекают два процесса - окислительный (анодный), вызывающий растворение металла на одном участке, и восстановительный (катодный), связанный с выделением катиона из раствора и восстановлением окислителя на другом. В результате возникают микрогальванические элементы, и появляется электрический ток. обусловленный электронной проводимостью металла и ионной проводимостью раствора электролита. Анодные и катодные процессы локализуются на тех участках, где их протекание облегчено.
Причины, вызывающие электрохимическую неоднородность поверхности, многочисленны: макро- и микронеоднородность металла, фазовая и структурная неоднородность сплавов, неоднородность деформаций и напряжений. Неоднородность приводит к образованию микроэлементов (микропар) в местах соприкосновения с грунтом.
Для стальных трубопроводов скорость разрушения зависит от типа грунта, содержания влаги и воздуха в грунте, температуры и удельного сопротивления грунта, наличия бактерий, которые активизируют коррозионные процессы за счет образования сульфатных солей.
Изоляционные покрытия не гарантируют необходимой защиты подземных трубопроводов от коррозии. Практика показывает, что даже тщательно выполненное изоляционное покрытие в процессе эксплуатации стареет: теряет адгезионные свойства и водоустойчивость. Случаются повреждения изоляции при засыпке трубопроводов, при воздействии корней растений. По названным причинам защита трубопроводов от подземной коррозии осуществляется комплексно: защитными покрытиями и средствами электрохимической защиты (ЭХЗ).
При контакте металла трубопровода с почвенными электролитами происходит его окисление, сопровождающееся протеканием электрического тока. На различных участках поверхности трубы возникают катодные и анодные участки. При этом на анодных участках происходит процесс коррозионного разрушения, который начинается с поверхности трубы и затем распространяется вглубь металла.
На интенсивность протекания процессов коррозии оказывают влияние различные факторы: неоднородность состава сталей; различная влажность грунтов и различная минерализация грунтовых вод.
При активных способах защиты трубопроводов от наружной коррозии создается такая электрическая цепь, в которой металл трубопровода является катодом, а дополнительно размещенный в грунте металл - анодом.
При катодной защите положительный полюс источника постоянного тока (анод) подключается к специальному анодному заземлителю, а отрицательный (катод) - к защищаемому трубопроводу (рис 8.5).
(рис 8.5) Схема катодной защиты трубопровода
Принцип действия катодной защиты аналогичен процессу протекания электролиза. Под воздействием электрического поля металл анодного заземлителя теряет электроны, а его ионы переходят в раствор почвенного электролита. Таким образом, разрушению подвергается анодный заземлитель.
Расстояние между заземлителем и трубопроводом может назначаться от 100 до 1 ООО м. Это расстояние определяет срок службы заземлителя (10-15 лет) и необходимое количество станций катодной защиты (СКЗ). Например, при защите трубопровода диаметром 820 мм и удалении заземлителя от трубопровода на 350 м зона влияния одной СКЗ составляет примерно 15 км. Кабель может прокладываться в траншее или по столбам воздушной линии.
Принцип действия протекторной защиты аналогичен принципу действия гальванической пары: рядом с трубопроводом размещают протектор — более активный металл (магний, цинк или алюминий), который соединяют с трубопроводом изолированным проводником. При этом возникает разность потенциалов, под действием которой по кабелю происходит направленное движение электронов от протектора-анода к трубопроводу-катоду. В данном случае разрушению также подвергается протектор, а не трубопровод.
Сила возникающего тока контролируется с помощью специальной контрольно-измерительной колонки. Кабель укладывается в траншею на глубину 0,8 м. Протектор опускается в скважину, которая бурится со дна траншеи. Обычно протекторная защита применяется при прокладке трубопроводов в труднодоступных районах, удаленных от источников электроэнергии.
Электродренажная защита предназначена для защиты трубопроводов от разрушения блуждающими токами. Источником блуждающих токов является электротранспорт, работающий по схеме "провод-двигатель-рельс".
Если поблизости от железной дороги находится трубопровод с нарушенной изоляцией, то стекающий на землю ток пойдет по трубопроводу. Труба - это шунтирующий элемент, снижающий электрическое сопротивление. В месте выхода тока трубопровод может за очень короткое время разрушиться. Сооружения электродренажной защиты отводят блуждающие токи от трубопровода на специальное заземление или возвращают блуждающие токи на их источник. Сила тока в цепи "трубопровод-рельс" регулируется реостатом.
Основной принцип этой защиты состоит в устранении анодных зон путем отвода (дренажа) блуждающих токов в рельсовую часть цепи электротяги (рис 8.6), имеющей отрицательный или знакопеременный потенциал. Принципиальная схема электрического дренажа, обеспечивающая прохождение блуждающих токов только в одном направлении из трубопровода в рельс, приводится на рис 8.6, б.
(рис 8.6) Принципиальные схемы электрического дренажа
Работы по сооружению электрохимической защиты осуществляются в две стадии. На первой стадии выполняются работы: разметка трасс ЛЭП и кабелей: доставка оборудования и монтажных узлов; укладка кабелей в траншеях; сооружение заземлений и укладка протекторов; монтаж катодных электрических выводов от трубопроводов, а также контактных соединений анодных и протекторных выводов. Эти работы ведутся одновременно с основными строительными работами по технологической части трубопровода.
На второй стадии устанавливается оборудование, шкафы дренажной защиты, подключаются кабели, и осуществляется пуск и опробование оборудования.
Предприятия с технологическими процессами, являющимися источниками негативного воздействия на среду обитания и здоровье человека, должны отделяться от жилой застройки санитарно-защитными зонами (СЗЗ). Эти зоны устанавливаются для объектов, создающих за пределами промплощадки уровни загрязнения выше ПДК или ПДУ.
Ширина СЗЗ устанавливается с учетом результатов расчетов ожидаемого загрязнения атмосферного воздуха и уровней физических воздействий по каждому из факторов, а для действующих предприятий - натурных исследований.
Для магистральных трубопроводов, компрессорных станций создаются санитарные разрывы (полосы отчуждения) с учетом диаметра трубопроводов.
В границах СЗЗ допускается размещать сельхозугодья для выращивания технических культур, объекты торговли, гаражи, поликлиники, учебные заведения, прачечные. ЛЭП, скважины техводоснабжения.
В целях защиты населения от воздействия электрического поля, создаваемого воздушными линиями (ВЛ) электропередачи с напряженностью более 1 кВ/м, устанавливаются санитарные разрывы. Ширина санитарных разрывов для ВЛ напряжением 330 кВ - 40 м, для ВЛ напряжением 500 кВ - 60 м, для 1150кВ - 110 м.
Предприятия по добыче нефти при выбросе сероводорода от 0,5 до 1 т/сут., а также с высоким содержанием летучих углеводородов относятся к первому классу и должны иметь СЗЗ не менее 1000 м.
Для получения официальных документов о завершении программы дополнительного профессионального образования (удостоверения о повышении квалификации, дипломов о профессиональной переподготовке и MBA) необходимо предоставить:
Внимание! Вы можете не заказывать доставку бумажной версии официального документы, а скачать его в электронном виде и распечатать самостоятельно. Информация о выданном документе в течение 1 месяца загружается в Федеральную информационную систему «Федеральный реестр сведений о документах об образовании и (или) о квалификации, документах об обучении» - ФИС ФРДО.
Доступ на новый сайт осуществляется с использованием адреса электронной почты, который был указан вами при регистрации на "старом". Мы постарались перенести все ваши данные с прежнего ресурса, однако не исключена вероятность потери части информации.
При возникновении проблемы со входом, воспользуйтесь функцией сброса пароля
Если вы обнаружите несоответствия, пожалуйста, сообщите нам.