Ресурсосберегающая технология переработки жидких нефтешламов.

В процессе технологических операций, при хранении и транспортировании нефти и нефтепродуктов образуются значительные объемы шламов: донные отложения резервуаров и продукты очистки полости трубопроводов, загрязненные нефтепродукты, нефтепродукты, содержащиеся в сточных водах, которые являются не только источником загрязнения окружающей среды, но и ценным углеводородным сырьем.

В настоящее время разработаны различные технологии по снижению количественных потерь нефтепродуктов при зачистках резервуаров и по извлечению нефтепродуктов из шлама для дальнейшей их утилизации.

Так, например, ТатНИПИнефть (г. Бугульма) и научно-производственная компания ТЭКОмаш (г. Москва) разработали технологию разделения устойчивых нефтяных эмульсий, которые невозможно обрабатывать без специального оборудования и технологий.

В основу технологии положено применение химических реагентов, нагрева, обработки острым паром и ультразвуком, обработка в поле центробежных сил. Предлагаемая технология реализована в передвижной автоматизированной установке, где предусматривается разделение на нефть, воду и концентрат механических примесей, объем которых составляет 1 – 5% от количества исходной эмульсии.

Процесс обработки осуществляется по следующей схеме: циркулирующее сырье нагревается, обрабатывается острым паром, ультразвуком, необходимым количеством деэмульгатора, флокулянта. После проведения предварительной обработки часть потока из контура циркуляции отбирается на контур разделения: трехфазную шнековую центрифугу, трехфазный тарельчатый сепаратор.

Отделенная нефть или нефтепродукт утилизируются, а концентрат мехпримесей вывозится на установку переработки твердых нефтесодержащих отходов. Там он перерабатывается с получением очищенной твердой фазы, которая отводится на природу, а вода выводится на очистные сооружения.

Разработанная технология позволяет вовлечь в производство до 90% углеводородов, содержащихся в нефтешламах, оздоровить экологическую обстановку в районе предприятий, сократить платежи за хранение отходов.

Утилизация замазученных и нефтесодержащих шламов и грунтов может осуществляться и с помощью других устройств, например установки УЗГ-1М, специально разработанной для этих целей.

УЗГ-1М предназначена для утилизации замазученных грунтов и твердых горючих нефтесодержащих отходов, в т. ч. неподдающихся утилизации методами отмыва, биообработки или другими методами, а также в случаях, когда другие методы экономически менее выгодны.

Установка обеспечивает утилизацию сильнозагрязненных грунтов со степенью загрязнения более 3% методом термообработки. Термообработка отходов производится при температуре 500-900 °С.

Все образующиеся на нефтеперекачивающей станции остатки нефтепродуктов от зачистки резервуаров, а также технологических трубопроводов, смеси нефтепродуктов при перекачке, ловушечные нефтепродукты и т. п. должны актироваться и могут быть реализованы только после проверки их фактического качества лабораторией.

Количественно-качественные потери. Кроме количественных потерь в резервуарах, наиболее значительными потерями нефти и нефтепродуктов являются количественно-качественные потери. Это основной источник естественной убыли нефтепродуктов из резервуаров. Происходят они при испарении углеводородов в атмосферу. При этом улетучиваются в первую очередь наиболее легкие фракции углеводородов, что не только уменьшает их количество, но и ухудшает качество. Нередки случаи, когда в результате больших потерь легких фракций при длительном хранении бензины оказывались непригодными для их дальнейшего использования.

Для успешной борьбы с потерями нефти и нефтепродуктов от испарения необходимо вспомнить их основные физико-химические свойства, влияющие на характер и величину потерь.

Испаряемость. Способность углеводородов переходить из жидкого состояния в газообразное. Это важный показатель качества нефти и светлых нефтепродуктов. С повышением температуры или понижением давления испаряемость увеличивается. Потери нефти и нефтепродуктов прямо пропорциональны испаряемости, которую можно оценить по двум показателям: давлению насыщенных паров и фракционному составу.

Давление насыщенных паров – это давление, которое имеют пары нефти или нефтепродуктов, находящиеся в равновесии с жидкой фазой при данной температуре. Между давлением насыщенных паров нефтепродуктов и их потерями от испарения существует определенная зависимость: с увеличением доли легких фракций повышается давление насыщенных паров и потери возрастают.

Фракционный состав нефтепродуктов характеризует содержание (в объемных процентах) отдельных фракций, перегоняющихся в определенных температурных интервалах. Нормируются температуры выкипания определенных количеств промежуточных фракций, начала и конца кипения.

Основными причинами потерь от испарения являются высокие давления насыщенных паров нефти и нефтепродуктов и, как следствие, переход легких фракций в газовую фазу. Испарение увеличивается при повышении температуры поверхности нефтепродуктов или понижении давления в газовом пространстве резервуаров.

В зависимости от причин, вызвавших потери от испарения, количество их колеблется в значительных пределах. Для организации эффективной борьбы с количественно-качественными потерями нефти и нефтепродуктов большое значение имеет анализ причин и расчет количества потерь.

Рассмотрим основные причины потерь нефтепродуктов от испарения в резервуарах.

Потери от «больших дыханий». Эти потери происходят в процессе заполнения резервуаров и транспортных емкостей нефтью или нефтепродуктом, в результате чего из газового пространства (ГП) емкостей вытесняется в атмосферу через дыхательные и предохранительные клапаны паровоздушная смесь (ПВС). Потери от «больших дыханий» определяются массовым количеством паров в вытесненной ПВС

Масса, вытесненной из резервуара ПВС при «больших дыханиях» может быть определена по следующей упрощенной формуле:

 G = ρ _п∙ С ∙ V , кг

где:

V – объем поступившей в резервуар жидкости;

С – средняя объемная концентрация паров в ПВС, вытесняемых из газового пространства резервуара;

ρ _п – плотность паров, приведенная к давлению в газовом пространстве.

 

Рассмотрим пример.

Плотность нефтяных паров составляет от 2, 5 до 3, 5 кг/м³; примем в среднем _п = 3 кг/м³. Среднюю концентрацию паров углеводородов в ПВС в весенне-летний период можно принять равной 25% ( С = 0, 25). Таким образом, при вытеснении из резервуара ПВС в объеме V = 1000 м³ общая масса паров нефти составит

G= 3 ∙ 0, 25 ∙ 1000 = 750 кг,

т. е. удельные потери бензина в данном случае составят 0, 75 кг на 1м³ ПВС. При полном заполнении резервуара (4500 м³) потери составят более 3 т.

Поскольку в осенне-зимний период удельные потери примерно в 3 раза меньше (т. е. около 0, 25 кг/м³), получаем, что удельные среднегодовые потери нефти от «больших дыханий» составляют порядка 0, 5 кг на 1 м³ ПВС.

В общем, практика показывает, что потери нефтепродукта из РВС-5000 от «больших дыханий» может составлять в летнее время в среднем 0, 56 кг на 1 м³ закачанного продукта, а в зимнее – 0, 35 кг на1 м³.

Рассмотрим теперь такой пример.

Резервуарная емкость нефтебаз ГП «Роснефть» только под автобензины в 2010 году составляла 6 млн. м³, с коэффициентом оборачиваемости 4, 4 1/год. Нетрудно подсчитать, что если эти резервуары не оснащены средствами сокращения потерь (а так оно, в основном, и есть на нефтебазах), то общее количество бензина, которое поступило в атмосферу за год, составило порядка 13200 т (6000000 м³ ∙ 0, 5 кг/м³ ∙ 4, 4 = 13200 т).

Учитывая, что нефтебазы входят и в систему других нефтяных компаний России (ЛУКОЙЛ, Славнефть, СИДАНКО, КомиТЭК, ОНАКО, Газпромнефть и т. д. ) можно говорить о совокупном выбросе бензинов в атмосферу от «больших дыханий» не менее 50 000 т в год.

Потери от «малых дыханий». Другой вид количественно-качественных потерь нефти и нефтепродуктов - это потери от «малых дыханий». Ежесуточные колебания температуры и атмосферного давления, а следовательно, и парциального давления паров вызывают соответствующее колебание абсолютного давления в ГП резервуара. При достижении давления, превышающего величину, необходимую для открытия дыхательного клапана, часть ПВС выпускается в атмосферу, т. е. происходит «малое дыхание». Эти потери имеют существенное значение при длительном хранении нефти или нефтепродуктов в наземных стальных резервуарах.

Потери от «малых дыханий» с 1 м³ ГП могут быть подсчитаны ориентировочно по следующим формулам:

- при увеличении температуры в ГП «атмосферного» резервуара на 1^оС (за счет расширения)

G_t =, кг/м³;

- при увеличении атмосферного давления на 1 мм рт. ст.

G_р =, кг/м³.

Расчеты показывают, что в весенне-летний период из резервуаров типа РВС-5000 в атмосферу уходит по 100…150 кг бензина в сутки или 10·10³……….. …30·10^-3 кг на 1 м³ вместимости резервуара.

Примем, что среднегодовые потери от «малых дыханий» составляют

5∙ 10^-3 кг/сут на 1 м³ емкости резервуара. Тогда общие потери бензина от «малых дыханий» из резервуаров ГП «Роснефть» составили бы порядка 10 000 т, т. е. почти равны потерям от «больших дыханий». Это объясняется тем, что единичные потери от «больших дыханий велики, но они бывают относительно редко (в данном случае 4, 4 раза в год), а единичные потери от «малых дыханий» невелики, но они бывают каждые сутки.

Таким образом, в целом в системе распределения нефтепродуктов России общие выбросы бензина в атмосферу в результате «малых дыханий» в 2010 году можно оценить также примерно в 50 000 т. В целом общая масса ежегодных выбросов паров бензина только из нефтебазовых резервуаров России может быть оценена в 100 000 т.

Здесь не учтены резервуарные парки объектов нефте- и нефтепродуктопроводного транспорта и нефтеперерабатывающих заводов, где оборачиваемость резервуаров значительно выше, чем на нефтебазах. Поэтому общая масса углеводородных выбросов из резервуаров в атмосферу только от «больших» и «малых» дыханий резервуаров может быть оценена в несколько сот тысяч тонн.

Количественные потери нефти и нефтепродуктов имеют место на участках очистных сооружений перекачивающих станций и нефтебаз, так как значительное количество нефти и нефтепродуктов теряется со сточными водами. Сточные воды, образующиеся на нефтебазах, автозаправочных станциях, наливных пунктах и перекачивающих станциях МТ, подразделяются на производственные, бытовые и ливневые. Объем и состав производственных стоков зависят от количества и вместимости резервуарных парков, наличия насосных, котельных, наливных и сливных эстакад, гаражей, механических мастерских, установок по регенерации масел, обезвоживанию мазутов и др.

Движение сточных вод по всему циклу водоочистки сопровождается потерями нефти и нефтепродуктов. Нефтепродукты частично испаряются, частично уносятся со сточной водой. Проведенные исследования показали, что на магистральных нефте- и нефтепродуктопроводах из всех потерь нефти и нефтепродуктов 7, 5% составляют потери со стоками. Строгая регламентация и нормирование сброса сточных вод в водоемы, применение эффективных технологических процессов очистки способствуют не только сокращению потерь нефти и нефтепродуктов, но и охране окружающей среды от загрязнения.

Для отделения от нефтесодержащих стоков нефти и нефтепродуктов, для дальнейшей их утилизации и подготовки сточных вод для сброса их в водоемы на нефтеперекачивающих станциях и нефтебазах строят специальные очистные сооружения. Таким образом, очистные сооружения предназначены не только для для утилизации уловленных нефтепродуктов, но и для очистки нефтесодержащих вод от нефтепродуктов для обеспечения экологической безопасности.

Сбор производственных сточных вод ведут в зависимости от нефтехимических примесей и способов очистки. При выборе системы сбора и очистки сточных вод руководствуются следующим: необходимо максимально уменьшить количество сточных вод и содержание в них примесей, предусмотреть возможность извлечения из них ценных примесей и их утилизацию, а также повторное использование сточных вод в технологическом процессе.

Потери нефтепродуктов и нефти со сточными водами определяют содержанием их в промышленных стоках. Существуют строгие санитарные нормы предельно допустимого содержания нефти в промышленных стоках, спускаемых в водоемы (ПДС). Величина этих потерь определяется техническим состоянием очистных сооружений и уровнем организации производства. При движении по всему циклу водоочистки нефть и нефтепродукты, содержащиеся в сточных водах, теряются от испарения и уноса их частиц вместе с водой из нефтеловушек в различного рода пруды и бассейны.

В процессе эксплуатации нефтеперекачивающих станций, наливных пунктов и нефтебаз образуются следующие виды производственных сточных вод:

- подтоварные воды с обводненными нефтепродуктами, отстаивающиеся из обводненных нефтепродуктов, сброс которых производится через сифонный кран при дренаже резервуаров;

-  промывочные воды, образующиеся при зачистке и промывке резервуаров, количество которых зависит от производительности зачистного оборудования (может достигать 90 м³/ч);

-  вода от промывки трубопроводов, количество которой зависит от длины и диаметра трубопровода;

-  вода от котельных, образующая при периодической продувке котлов и химической водоочистке;

-  сточные воды из химической лаборатории;

-  дренажные стоки из камер приема-запуска ОУ, технологических трубопроводов, насосных и другого оборудования;

-  стоки от насосных станций (охлаждение подшипников насосов);

-  конденсат из пароподогревательных устройств резервуаров, который не может быть повторно использован;

-  стоки от мытья сливо-наливных эстакад и другого оборудования.

Кроме того, на очистные сооружения могут поступать ливневые стоки с территории резервуарного парка, балластные, промывочные и льяльные (от промывки трюмов) воды с танкеров и барж и др.

К бытовым стокам относятся воды, поступающие от раковин, умывальников, душевых, прачечных (хозяйственные воды) и фекальные.

Ливневые воды образуются вследствие атмосферных осадков, смывающих пролитые нефтепродукты с территорий нефтебаз и перекачивающих станций. Их количество зависит от климатических условий.

Для образующихся сточных вод устраивают раздельные сети канализации:

- производственно-ливневая, в которую поступают нефтесодержащие производственные и ливневые воды;

- хозяйственно-бытовая.

При эксплуатации очистных сооружений основными задачами являются:

-  организация правильного режима работы очистных сооружений с обеспечением расчетного эффекта очистки сточных вод;

-  систематический контроль работы очистных сооружений;

-  плановый и внеочередной ремонт очистных сооружений;

-  своевременное освобождение сооружений от уловленной нефти, нефтепродуктов и осадка (шлама).

Для очистки производственно-ливневых сточных вод используются следующие методы: механический, физико-химический, химический и биохимический.

При механическом методе очистки содержащиеся в сточной воде загрязнения (нефть, нефтепродукты, минеральные примеси и др. ) удаляются отстаиванием и фильтрацией. На сооружениях механической очистки из сточных вод улавливаются нефтепродукты, находящиеся в плавающем состоянии, и механические примеси.

Основными методами физико-химической очистки сточных вод являются флотация и коагуляция. Флотация основана на использовании подъемной силы пузырьков воздуха, которыми искусственно насыщается вода. Коагуляция основана на введении в очищаемую воду реагентов, обволакивающих частицы загрязнений, поглощающих их или вызывающих свертывание в хлопья, которые после отстаивания удаляются.

Химический метод очистки сточных вод осуществляют путем экстракции и применения реагентов, способствующих коагуляции и осветлению стоков. К этому методу относятся хлорирование и озонирование стоков. Химическая очистка превращает загрязнения, находящиеся в сточной воде, в безвредные вещества.

Биохимический метод очистки – это биохимические процессы очищения содержащихся в сточной воде нефтепродуктов, основанные на способности отдельных видов микроорганизмов потреблять для своей жизнедеятельности органические соединения (в том числе и углеводороды) в присутствии кислорода воздуха. Биохимический метод очистки осуществляется в основном в прудах длительного отстаивания.

Основными составными узлами сооружениями по очистке сточных вод на НПС являются:

· песколовки;

· нефтеловушки;

· флотаторы;

· пруды-отстойники;

· иловые площадки;

· пруды дополнительного отстаивания;

· пруды - испарители

· шламонакопители;

· насосные;

· береговые станции по очистке балластных вод.

Песколовки служат для улавливания основной массы грубых механических примесей (песка), поступающих со сточными водами на очистные сооружения. Их сооружают перед нефтеловушками. При расходах сточной воды до 80-100 м³/ч устраиваются щелевые песколовки, при больших – горизонтальные.

Нефтеловушки предназначены для очистки сточных вод от основной массы плавающих и эмульгированных нефтей и нефтепродуктов. Нефтеловушки представляют собой отстойники (в основном горизонтального типа), в которых нефть и нефтепродукты выделяются из воды и всплывают на поверхность за счет разности их плотностей. Кроме того, в них оседает значительное количество механических примесей. Нефтеловушки оборудуются нефтесборными щелевыми трубами или другими устройствами для улавливания и отвода всплывающих нефтепродуктов. От работы нефтеловушки зависит в основном качество сточных вод, сбрасываемых в водоемы и количество уловленной нефти (нефтепродуктов).

Для нормальной работы нефтеловушки необходимо выполнять следующие условия:

- равномерное распределение сточных вод между секциями в количестве не превышающем расчетный расход;

- регулярный сбор и откачка накапливающейся нефти (нефтепродуктов);

- своевременное удаление осадка и его вывоз для захоронения.

Содержание нефтепродуктов в сточных водах после прохождения всех сооружений механической очистки может быть снижено до 20-30 мг/л. Так как воду с таким содержанием нефтепродукта сбрасывать во внутренние водоемы нельзя, поэтому требуется её доочистка.

Доочистка сточных вод может осуществляться методом флотации, основанным на прилипании частиц нефтепродуктов к поверхности пузырьков воздуха, которым искусственно насыщается вода, и совместном всплывании их на поверхность. Достигается степень очистки 10-25 мг/л.

Сточные воды, прошедшие нефтеловушки и флотатор, поступают в пруды дополнительного отстаивания, состоящие из одного или двух отделений. Здесь происходит биохимическая очистка вследствие выветривания, окисления и разложения загрязнений.

В период эксплуатации пруда дополнительного отстаивания необходимо:

- не допускать образования сплошного слоя нефти и нефтепродуктов;

- определять один - два раза в год количество и положение уровня осадка;

- производить очистку прудов по мере накопления шлама не реже 1 – 2 раза в год.

Пруды – испарители устраиваются в тех случаях, когда по санитарным условиям выпуск нефтесодержащих вод в ближайшие водоемы не разрешается.

Сточные воды, загрязненные тетраэтилсвинцом, по отдельной системе канализации (спецстокам) направляются в бензоловушку, в которой освобождаются от этилированного бензина, а затем поступают на обезвреживание в пруды длительного отстаивания или методами экстрагирования и хлорирования на специальных установках.

Выпуск очищенной сточной воды в водоем согласовывается в каждом случае с местными органами государственной санитарной инспекции, выпуск в рыбохозяйственный водоем – с органами рыбоохраны.

Вода, сбрасываемая в водоемы после прохождения очистных сооружений, должна удовлетворять требованиям «Правил охраны поверхностных вод от загрязнения сточными водами».

Нормы предельно допустимых сбросов (ПДС) загрязняющих веществ со сточными водами должны устанавливаться в разрешениях на специальное водопользование в соответствии с «Инструкцией о порядке согласования и выдачи разрешений на водопользование «НВН 33. 5. 1. 02-83».

Для определения содержания нефти и нефтепродуктов в сточных водах применяются весовой, объемный и колориметрический методы. При их содержании до 5000 мг/л рекомендуется весовой метод, 5000 – 10000 мг/л и более – объемный. При небольшом содержании нефтепродуктов в анализируемых сточных водах (20 мг/л и менее) наряду с весовым методом может быть использован и колориметрический.

Весовой метод основан на взвешивании нефтепродуктов, выделенных из сточных вод экстрагированием свежеотогнанным эфиром.

Объемный метод основан на измерении объёма плавающей нефти и пересчете полученного объёма на массовое содержание.

Колориметрический метод основан на обработке концентрированной серной кислотой при нагревании нефтепродуктов, извлеченных избирательным растворителем. В результате обработки жидкость приобретает коричневую окраску, поддающуюся колориметрированию.

Методические указания по выполнению анализа сточных вод приведены в «Инструкции по эксплуатации очистных сооружений нефтебаз, наливных пунктов и перекачивающих станций».

Уменьшение количества сбрасываемых сточных вод может быть обеспечено за счет:

- повторного использования очищенных сточных вод на производственные нужды станции;

- предотвращения утечек нефтепродуктов из-за неплотностей запорной арматуры, фланцевых, муфтовых соединений, сварных стыков, коррозионных повреждений резервуаров и трубопроводов, вследствие переливов и т. п., что приведет к уменьшению количества загрязненных нефтепродуктами производственно-ливневых стоков, сбрасываемых в канализационную сеть.

Степень очистки сточных вод от нефтепродуктов, достигаемая на различных сооружениях, приведена в табл. 4.

Таблица 4

СТЕПЕНЬ ОЧИСТКИ СТОЧНЫХ ВОД ОТ НЕФТЕПРОДУКТОВ

Сооружение	Содержание нефтепродуктов в воде, мг/л
поступающей в сооружение	очищенной
Нефтеловушка Флотационная установка с коагуляцией Пруд-отстойник  Станция биологической очистки Установка озонирования	400-15000 50-100 50-100 20-50 10-15	50 100 15-20 15-30 5 10 1-3

Для повышения глубины очистки сточных вод и извлечения из них нефтепродуктов необходимо интенсифицировать и совершенствовать процессы очистки на существующих очистных сооружениях, а также внедрять новые, более эффективные методы очистки.

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, полиэтиленовые 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.

 

⇐ Предыдущая234567891011Следующая ⇒

Поделиться:

Воспользуйтесь поиском по сайту: