Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 [ 4 ] 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101

Рис. 1.1. Схема магистральных трубопроводов ОАО «АК «Транснефть» и ближнего зарубежья:

1 $ действующие нефтепроводы:; II $ намеченные к строительству нефтепроводы; III $ действующие водоводы; IV $ НПС действующие; V$ НПС, намеченные к строительству; VI $ НПЗ действующие; VII $ пункты налива в цистерны; VIII $

пункты налива в танкеры

Таблица 1.2

Распределение сети нефтепроводов по диаметрам (данные по территории б. СССР, 1991 г.)

Таблица 1.3

Распределение по срокам ввода в эксплуатацию объектов нефтепроводной сети (в процентах к итогу)

в табл. 1.3, из которой видно, что значительная часть трубопроводов достигла амортизационного срока 33-35 лет. Есть такие трубопроводы, которые находятся в эксплуатации 40 и 50 лет. П оэтому остро стоит проблема определения технической политики в отношении старых трубопроводов.

Состояние защиты от коррозии нефтепроводов становится ясным исходя из следующих данных:

приблизительно 20 тыс. км магистральных нефтепроводов были изолированы битумом, срок защиты которого составляет 12-15 лет;

изоляционной лентой защищены 26 тыс. км трубопроводов, срок защиты которой составляет 20 лет;

начиная с 1990 г. при строительстве и капитальном ремон-

Таблица 1.4

Динамика капитального ремонта магистральных нефтепроводов (замена изоляции + замена труб)

те трубопроводов применяют изолирующее покрытие типа «П ластобит», обеспечивающее защиту 30 лет;

начиная с 1998 г. стали широко применять более прогрессивные покрытия на основе нефтеполимера «Асмол» со сроком защиты 35 лет.

Сопоставляя эти данные с приведенными данными (см. табл. 1.3) можно сделать вывод, что все трубопроводы, построенные раньше 1980 г., подлежат замене изоляции. Такие трубопроводы составляют 85,3 % или 40 тыс. км.

В табл. 1.4 приведена динамика капитального ремонта магистральных нефтепроводов, включающая суммарную протяженность всех участков, восстановленных различными методами ремонта: сплошная замена изоляции, сплошная замена участков (замена труб), восстановление участков путем локальных ремонтов. Если сопоставить приведенные данные (см. табл. 1.4) с количеством трубопроводов, на которых необходимо срочно заменить изоляцию, то видно, что темпы замены изоляции совершенно недостаточны. Проблема старения трубопроводов стоит наиболее остро с точки зрения защиты от коррозии.

В табл. 1.5 приведены сведения об объемах замены труб в системе магистральных нефтепроводов России, из которых следует, что полная замена труб может быть осуществлена приблизительно за 100 лет. В течение этого времени металл труб и сварные швы должны сохранять свои прочностные свойства.

Н а магистральных нефтепроводах происходят отказы по-различным причинам, разрывы труб с выбросом нефти, иног-