БЕЗОПАСНОСТЬ И НАДЕЖНОСТЬ ПОДВОДНЫХ ПЕРЕХОДОВ ТРУБОПРОВОДНЫХ СИС. Общество с ограннниченной ответственностью тюменский институт инженерных систем инновация Д. В. Новицкий, С. В. Кузьмин, В. В. Иванов
 Скачать 4.13 Mb.
|
|
ОБЩЕСТВО С ОГРАНННИЧЕННОЙ ОТВЕТСТВЕННОСТЬЮ «ТЮМЕНСКИЙ ИНСТИТУТ ИНЖЕНЕРНЫХ СИСТЕМ «ИННОВАЦИЯ» Д. В. НОВИЦКИЙ, С.В. КУЗЬМИН, В.В. ИВАНОВ, Е.С. СИТНИКОВА, В.И. БЕРГ, П.Ф. СИЛЬНИЦКИЙ БЕЗОПАСНОСТЬ И НАДЕЖНОСТЬ ПОДВОДНЫХ ПЕРЕХОДОВ ТРУБОПРОВОДНЫХ СИСТЕМ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ [ часть 1. Магистральные нефтепроводы] Тюмень 2017 СОДЕРЖАНИЕ Введение 3 Глава I. Современное состояние подводных переходов в системе транспорта нефти и нефтепродуктов 4 1.1. Анализ технического состояния подводных переходов магистральных нефтепроводов 4 1.2. Анализ источников и причин повреждения подводных переходов магистральных нефтепроводов 10 Контрольные вопросы и задания к главе I 16 Глава II. Анализ методов ремонта и реконструкции подводных переходов магистральных нефтепроводов 17 2.1. Основные положения формирования безопасного уровня эксплуатации подводных переходов магистральных нефтепроводов 17 2.2. Оценка технологических схем капитального ремонта подводного перехода 24 2.2.1. Методы ремонта традиционным способом 25 2.2.2. Методы ремонта бестраншейным способом 30 2.2.3. Методы внутритрубного ремонта 32 Контрольные вопросы и задания к главе II 35 Глава III. Расчетные методики безопасной эксплуатации подводных нефтепроводов 36 3.1. Нагрузки и воздействия на подводный нефтепровод 36 3.2. Условия безопасности при эксплуатации подводного 44 3.3. Исходная информация для определения напряженного состояния и допустимого давления на подводном нефтепроводе 48 3.4. Определение напряженно-деформированного состояния подводного магистрального нефтепровода при техническом обслуживании и ремонте 49 Контрольные вопросы и задания к главе III 52 Заключение 53 Приложение Техническое состояние нефтепроводов ОАО «Сибнефтепровод» 54 Список литературы 59 2 Введение Начало нового тысячелетия характеризуется, с одной стороны, устойчивым ростом городов, развитием предприятий базовых отраслей промышленности, строительства, транспорта и телекоммуникаций, что, в свою очередь приводит к необходимости строительства новых подземных коммуникаций различного назначения. С другой стороны, Российская Фе- дерация занимает одно из первых мест в мире по протяженности действу- ющих трубопроводов, при этом более половины из них проложены 20-50 лет назад и соответственно нуждаются в реконструкции и обновлении. Модернизация и реконструкция действующих и строительство новых тру- бопроводов зачастую ведутся на территории городов, действующих про- мышленных предприятий, в трудных геологических и географических условиях, при действии ряда технических, технологических и экологиче- ских ограничений. Очевидно, что осуществление работ традиционными методами с внешней экскавацией грунта в этих условиях сильно затрудне- но, либо зачастую невозможно. В свою очередь возрастающие требования к безопасности и надежной эксплуатации трубопроводов, наряду с есте- ственным стремлением к снижению эксплуатационных затрат, диктуют развитие технического прогресса и освоение новых методов ремонта и строительства трубопроводов. В настоящее время как альтернатива тради- ционным способам прокладки трубопроводов через естественные и искус- ственные препятствия в нашей стране активно внедряются и развиваются бестраншейные методы прокладки подземных коммуникаций. Существует более 10 способов укладки трубопроводов, некоторые из которых являются инновационными, некоторые наоборот, устаревшими. Целью данного издания является показать современного состояния подводных переходов магистральных нефтепроводов, проанализировать причины отказов трубопроводов и методы ремонта, выполнить комплекс- ный обзор способов ремонта и реконструкции трубопроводов, определить основные технологические параметры методов и области их применения, а также преимущества и недостатки каждого из представленных способов прокладки трубопроводов. Рассматриваемые способы капитального ремонта и реконструкции подводных переходов трубопроводов актуальны и могут применяться, как на территории Российской федерации, так и на территории других госу- дарств. 3 ГЛАВА I. СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ ПОДВОДНЫХ ПЕРЕХОДОВ В СИСТЕМЕ ТРАНСПОРТА НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ 1.1. Анализ технического состояния подводных переходов магистральных нефтепроводов Магистральные нефтепроводы Западной Сибири представляют прочно сложившуюся, эффективно функционирующую систему, беспере- бойно снабжающую нефтегазовым топливом и сырьем Российскую Феде- рацию, ближнее зарубежье и ряд европейских государств. Большинство магистральных нефтепроводов Западно - Сибирского территориально - производственного комплекса были сооружены в 70 – 80 годах. В бывшем СССР действовал единый механизм нефтеснабжения экономики, а после распада возникли сложности в регулировании планов и направлений поставок нефти, затруднения в сфере эксплуатации и под- держания трубопроводных объектов в технически исправном состоянии. В настоящее время в России эксплуатируются ПАО «Транснефть» свыше 50 тыс. км магистральных нефтепроводов, по которым перекачивается 93 % добываемой нефти. В общем грузообороте всех видов транспорта Российской Федерации трубопроводный составляет 35 % и уступает в объ- емах транспорта лишь железнодорожному [56]. Энергетическая стратегия России направлена на увеличение добычи к 2020 г. нефти с газовым конденсатом до 452 млн. т/год (рис. 1.1). ПАО «Транснефть» проводит целенаправленную работу по техническому перевооружению, реконструкции и капитальному ремонту объектов си- стемы магистральных нефтепродуктопроводов, что обеспечивает экологи- ческую безопасность трубопроводного транспорта, надежное и беспере- бойное снабжение всех потребителей нефтью и как следствие, способству- ет развитию экономики страны [104]. Система магистральных нефтепроводов Западно – Сибирского реги- она создавалась в период с 1965 по 1985 гг., при этом основная часть маги- стральных нефтепроводов была построена в условиях острой необходимо- сти транспортировки нефти с месторождений Среднего Приобья в цен- тральные районы страны (приложение 1). В данный период было харак- терным строительство ускоренными темпами магистральных нефтепрово- дов большой протяженности и большого диаметра. Созданная нефтетранс- портная система в Западно – Сибирском регионе позволяла транспортиро- вать более 400 млн. тонн нефти в год [56]. 4 Рис. 1.1. Показатели добычи нефти в России Первый магистральный нефтепровод, построенный в Западной Си- бири, носит название Шаим – Тюмень, а с вводом в эксплуатацию второго в Тюменской области магистрального нефтепровода Усть – Балык – Омск в 1967 г. в Тюмени было создано управление магистральных нефтепрово- дов Западной и Северо - Западной Сибири (УМН ЗиСЗС), преобразован- ное в дальнейшем в производственное объединение (ПО) «Сибнефтепро- вод», а затем в ОАО «Сибнефтепровод» (рис. 1.2.). В настоящее время в объединении эксплуатируются около 10 тыс. км нефтепроводов, 83 НПС, 18 резервуарных парков общей вместимостью 2,5 млн. м 3 [56, 78]. Транспортировка нефти и нефтепродуктов по магистральным трубо- проводам обусловила повышенные требования к надежности нефтетранс- портной системы и экологической безопасности. Известно, что в процессе эксплуатации, непрерывно находясь под нагрузкой и отрицательным воздействием окружающей среды, трубопро- воды «стареют». Основной причиной разрушения труб являются коррози- онные процессы, возникающие из-за разрушения наружного изоляционно- го покрытия. Неизбежна и внутренняя коррозия труб, возникающая вслед- ствие изменения состава перекачиваемого продукта. Динамические перегрузки вблизи насосных станций влекут повре- ждение обвязок и прилегающих участков трубопроводов. Систематические 5 изменения теплового состояния нефтепотоков приводят к отклонениям трубопроводов от их проектных положений. Рис. 1.2. Схема магистральных нефтепроводов ОАО «Сибнефтепровод» 6 Все вышеперечисленные факторы в большей степени оказывают влияние на состояние подводных переходов, учитывая экологический ущерб и особые схемы аварийных и ремонтных работ. Подводные переходы магистральных нефтепроводов через водные преграды относятся согласно [4, 5, 54, 55] к участкам высшей и первой ка- тегорий. Высокие эксплуатационные требования к подводным переходам обусловлены тремя основными причинами. Во-первых, подводные перехо- ды представляют наибольшую опасность с точки зрения экологии, во - вторых, они являются участками с высоким уровнем напряженно – дефор- мированного состояния трубы и, в третьих, трудно ремонтируемые [9]. Проблема повышения надежности эксплуатации нефтепроводов и переходов через естественные и искусственные преграды как наиболее критичного звена системы стала одной из самых актуальных, имеющих экономическую, политическую и социальную составляющие [42]. Анализ причин, вызывающих необходимость капитального ремонта или реконструкции, показывает, что наиболее распространенными являют- ся оголения и провисы подводных нефтепроводов, возникающие как ре- зультат недостаточной глубины заложения подводного перехода при стро- ительстве и эксплуатации. Непроектное положение подводного перехода магистрального нефтепровода приводит к появлению в нем дополнитель- ных напряжений (рис. 1.3.). Согласно данным ПАО «Транснефть» и ПАО «Газпром», следует ожидать рост числа дефектов, связанный со сроком службы магистральных трубопроводов. Удельный вес аварий, приходящихся на трубопроводы со сроком службы более 15 – 20 лет, равен 85 %. Распределение подводных нефтепроводов по срокам эксплуатации следующее: до 15 лет – 25 %; 15 – 25 лет – 39 %; 25 – 35 лет – 24 %; более 35 лет – 9%. При этом 75 % подводных переходов имеют срок эксплуатации бо- лее 15 лет [18]. Распределение действующих подводных газопроводов по срокам эксплуатации следующее: до 10 лет – 15 %; 10 – 20 лет – 25 %; 20 – 30 лет – 25 %; 30 – 40 лет – 25 %; более 40 лет – 7 %. 7 Рис. 1.3. Основные причины вывода подводного перехода в капитальный ремонт Согласно данным института «Гипротрубопровод», на подводных пе- реходах наблюдается средняя интенсивность отказов, которая составляет 1 – 1,5 отказов на 1000 км подводных переходов. Максимальная интенсив- ность отказов была зафиксирована в период с 1984 – 1989 гг. и составила 2,7 отказа на 1000 км. В трубопроводной системе Западной Европы был зарегистрирован 341 случай утечки нефти и нефтепродуктов. Среднегодо- вое число утечек на трубопроводах системы составило 14. В 2000 г. удель- ная частота утечек снизилась до 0,4 на 1000 км общей протяженности вод- ной системы трубопроводов [112]. Возникновению аварии на р. Белой способствовала трещина на по- перечном сварном стыке по низу трубы. В водную акваторию попало око- ло 1200 т нефти [77, 89, 112]. Общие затраты на сбор разлитой нефти со- ставили около 1,4 млн. дол. США, и 2,3 млн. дол. США потребовалось на восстановление подводного трубопровода. На ликвидации аварии были за- няты свыше 300 человек и 100 единиц техники. Опыт эксплуатации магистральных нефтепроводов показывает, что большинство отказов, за исключением случаев явного нарушения правил 8 эксплуатации, связано с наличием дефектов металла труб и сварных швов или других концентраторов напряжений. Согласно приведенным данным [78], проанализировав аварии на подводных переходах в период эксплуатации с 1971 по 1990 гг., приводят следующие сведения о причинах отказов: наружная коррозия – 22,5 %; за- водские дефекты труб – 17,5 %; брак строительно – монтажных работ – 15 %; брак сварочных работ – 12,5 %; размыв труб в руслах рек – 12,5 %; внутренняя коррозия – 7,5 %; нарушение правил эксплуатации – 10 %; прочие причины – 2,5 %. К началу 2003 г. в ПАО «Транснефть» сложилась следующая ситуа- ция состояния подводных переходов (рис. 1.4.). Все подводные переходы подразделяются на соответствующие нормативным документам (группа А) и имеющие отклонения от нормативов (группа Б). Рис. 1.4. Общее состояние подводных переходов магистральных нефтепроводов в системе ПАО «Транснефть» 9 Все остальные подводные переходы в связи с отработкой норматив- ного срока эксплуатации подлежат ликвидации. Ввиду различных исходных данных, различных сроков эксплуата- ции, отличительных природно – климатических условий, уровня загрузки процесса и т.д. процессы накопления и развития усталостных и коррозион- ных повреждений для подводных переходов существенно отличаются. По- этому после нескольких десятков лет эксплуатации состояние некоторых подводных переходов вполне удовлетворительное, а на других возникают отказы. Оценка технического состояния подводных переходов магистраль- ных нефтепроводов Западной Сибири позволила сделать вывод о необхо- димости принятия неординарных мер для поддержания нефтепроводов в нормальном эксплуатационном режиме, так как традиционные методы обеспечения надежности магистральных трубопроводов исчерпали свои возможности. 1.2. Анализ источников и причин повреждения подводных переходов магистральных нефтепроводов При соблюдении нормативных документов, связанных с проектными и строительно – монтажными работами, подводные переходы магистраль- ных нефтепроводов могут эксплуатироваться сроком до 50 лет и более [35, 54, 55]. Причины повреждения подводных переходов магистральных нефте- проводов и их источники можно разделить на основные и второстепенные. К основным причинам относятся гидрология зоны строительства и коррозионные дефекты стенки трубы. К второстепенным можно отнести следующие причины: брак строительно – монтажных работ, внешние ме- ханические воздействия, биологическое и бактериальное воздействия, природные катаклизмы, ошибки прогноза промышленного развития, нарушение режимов перекачки и т.д. Согласно приведенным данным [21, 46], источники и причины по- вреждения подводных переходов магистральных трубопроводов можно представить в следующем виде (рис. 1.5.). В природе не существует водных преград с одинаковым рельефом и геологическим строением дна, скоростями течения, ледовым режимом и другими факторами, поэтому возникают ошибки проектирования строи- тельства подводных переходов. На деформацию русла рек с не зарегулированным стоком особое влияние оказывают его сезонные изменения. С сезонными изменениями глубин, скоростей течения и уклонов меняются условия устойчивости бе- реговых откосов, направления течений и места аккумуляции и размыва наносов. На интенсивность русловых деформаций в значительной степени влияют высота уровня воды в половодье, продолжительность последнего и 10 скорость течения. С изменением уровня воды в половодье места аккумуля- ции и размыва в русле могут сместиться. В годы с высоким уровнем воды скорость перемещения перекатов и излучин вниз по течению увеличивает- ся [18, 35]. Рис. 1.5. Источники и причины повреждения подводных переходов магистральных нефтепроводов Действие ветра способствует разрушению берегов вследствие обра- зования волн и навала плывущего льда на берег. Высота ветровой волны прямо пропорциональна ширине водной преграды. Разрушение берегов от воздействия ветровых волн происходит особенно интенсивно во время разливов. Подводный переход магистрального нефтепровода, сооруженный без учета деформации русловых процессов, будет иметь провис в створе пере- хода, а размывающие действия потока воды, движущегося в нижней части трубопровода, будут увеличиваться с одновременным удлинением участка, а также стрелки прогиба. В точках контакта подводного трубопровода с грунтом возникают максимальные напряжения, вызванные весом прови- сающего участка. Данные предпосылки формируют знакопеременные 11 нагрузки, возникающие под движением потока воды, и могут привести к усталости металлической трубы и далее - к ее разрыву. Механическое действие воды сказывается в создании на поверхности трубопровода статического и динамического давления, величины которого определяются по формулам гидравлики и гидромеханики. Особенно важно значение горизонтальной составляющей гидростатического давления, ко- торая стремится сдвинуть трубопровод. Гидродинамическое давление воз- никает в том условии, где жидкость движется, оно пропорционально квад- рату скорости движения потока. В частности, гидродинамическое давление проявляется и при возникновении ветровых волн на поверхности водое- мов, и в случаях сейсмического давления воды. Скорость течения в про- дольном слое может достигать в паводок до 2,5 м/сек, а величина гидроди- намического давления на трубопровод диаметром 426 мм будет в 1,5 раза больше, чем на трубопровод диаметром 273 мм [53]. Вода оказывает давление не только как жидкость, но и как твердое тело в виде ледяного покрова. Давление льда может быть статическим при условии повышения его температуры и невозможности свободного расши- рения и динамическим при движении льдин и ледяных полей. Тараны мо- гут перекрыть русло и пойму слоем льда толщиной в несколько метров и вызвать блуждание русла. В результате постепенно уничтожаются приле- гающие к таранам террасы и усиленно подмываются коренные берега. Физико – химические воздействия воды сказываются на самом тру- бопроводе и водопроницаемом грунте. Движущаяся с большими скоростя- ми вода, особенно если она влечет с собой донные наносы, разрушает реч- ное ложе, и в случае образования зон вакуума при обтекании сооружения потоком с большими скоростями возникает кавитация, вызывающая осо- бый вид эрозионного разрушения в этих зонах. Устойчивость грунтов против эрозии зависит от размера, удельного веса и связанности частиц, составляющих грунт. При одинаковых скоро- стях течения наиболее интенсивные деформации будут наблюдаться в реч- ном русле, сложенном мелкими и песчаными фракциями, легко поддаю- щимися размыву. Кроме того, речной поток истирает породы обломками, которые несет вода, да и сами обломки разрушаются и разрушают ложе потока трением при перекатывании. Перенос продуктов эрозии осуществ- ляется различными способами: в растворенном виде; во взвешенном со- стоянии; перекатыванием обломков по дну; сальтацией. В растворенном состоянии река переносит до 25 – 30 % всего мате- риала, во взвешенном состоянии передвигаются пылево - глинистые и тон- копесчаные частицы [30]. Определение плотности грунта вокруг подводного трубопровода производится двумя методами: визуальным и механическим. К визуально- му методу относится водолазное обследование устойчивости грунтов реки, 12 а к механическому – использование скважинного прибора ЦМ8 – 12. При- бор, разработанный НПФ «Геофизика», представляет собой источник γ - излучения, протягиваемый во внутренней полости подводного перехода без остановки перекачки продукта [113]. К методам защиты подводных переходов магистральных нефтепро- водов от размыва относятся три основные направления, отраженные в ра- боте Долгова И.А [18]. К первому направлению относятся методы, которые нашли широкое применение для экстренного предотвращения аварий, вызванных негатив- ными воздействиями русловых деформаций на подводные переходы. За- щита трубопроводов осуществляется с помощью засыпки и укладки меш- ков с цементно - песчаной смесью, дополнительного заглубления трубо- провода методом подсадки, засыпки трубопровода песчано - гравийными грунтами и камнем. В настоящее время все более широкое распространение получают методы второго направления, основанные на креплении береговых склонов гибкими синтетическими материалами, отличающимися друг от друга со- ставом исходных полимеров и способом упрочнения волокон. Третье направление составляют методы защиты с помощью русло- выправительных сооружений – полузапруд, наносоудерживающих реше- ток, донных порогов, сквозных шпор [1, 5, 18, 113]. Коррозионное разрушение металла – одна из основных причин ава- рий на подводных переходах. Вопросами коррозионного разрушения ме- талла занимаются ведущие ученые и инженеры: Цикерман Л.Я., Николь- ский К.К., Разумов Л.Д., Котик В.Г., Глазков В.И., Трифель М. и др. Электролиты, в которых растворителем является вода, оказывают сильное диссоциирующее и растворяющее действия на кристаллы металла. Атомы железа, расположенные на поверхности нефтепровода, соприкаса- ясь с электролитом, подвергаются воздействию силового поля молекул во- ды, которые могут «внедряться» в кристаллическую решетку металла. Си- ловое воздействие может быть настолько большим, что нарушается связь атомов металла с кристаллической решеткой. При этом атомы металла пе- реходят в электролит, образуя ион – атомы, несущие заряд. Вокруг ион – атомов ориентируются молекулы воды. Атомы железа в электролите име- ют положительный заряд, а поверхность металла оказывается заряженной отрицательными зарядами. В нейтральной воде значительная коррозия железа происходит при наличии растворенного кислорода. В воде, насыщенной воздухом, началь- ная скорость коррозии может достигать почти 1 мг/см 2 за сутки. Эта ско- рость снижается в течение нескольких дней по мере образования пленки окислов железа, которая служит барьером для диффузии кислорода. Ско- рость коррозии в стационарном состоянии может быть в пределах от 0,1 до 13 0,25 мг/см 2 в сутки и повышается с увеличением скорости движения воды относительно поверхности металла. Скорость коррозии также пропорцио- нальна концентрации кислорода [21, 50, 124]. Соли, растворенные в воде, влияют на коррозию железа. Так, с по- вышением концентрации хлористого натрия скорость коррозии увеличива- ется, затем снижается и в насыщенном растворе, имеющем 26 % NaCl, па- дает до более низких значений, чем в дистиллированной воде. В водах с большим содержанием растворенных солей на отдельных участках диффузионные барьерные пленки, состоящие из карбоната каль- ция, могут терять свою защитную способность. Также коррозионные по- вреждения могут привести к растрескиванию или потере прочности или пластичности стали за счет «перенапряжения водорода» на катодных участках. Повышенная концентрация водорода на поверхности, в зоне скры- тых дефектов способствует внедрению атомов водорода в стальную ре- шетку, создает внутренние напряжения, достаточные для появления само- произвольного растрескивания. Результаты интерпретации параметров дефектов этого типа позво- ляют достаточно точно определить прочностные показатели трубопрово- дов, содержащие такие дефекты [50]. Для выявления коррозионных повреждений используются внутриин- спекционные снаряды: «UltraScan WM», «UltraScan СD», «MagneScan HR» (разработаны фирмой «Pipetronix»), «MFL» (разработка фирмы «PII»), «Corrosion Detection Pig » (разработка фирмы «H. Rozen EI»), «Flawsonic» (разработка фирмы «T. D. Williamson»), «TruRes» (разработка фирмы «Tuboscope PSI »), «КВД» (разработка ПО «Спецнефтегаз», НПО «Спектр») и др. Согласно нормативным документам [54, 55, 57], на подводных пере- ходах магистральных трубопроводов применяется усиленный тип изоля- ции. При выборе изоляционных покрытий учитываются конкретные усло- вия строительства и эксплуатации. Для более эффективной защиты под- водных нефтепроводов в дополнение к изоляционным покрытиям приме- няется комплексный вид, который включает катодную и дренажную защи- ту. Растительные и животные обрастания подводных трубопроводов со- здают весьма неблагоприятные условия для их эксплуатации. Отрицатель- ное влияние этих обрастаний сказывается в повреждении изоляционных покрытий и в образовании местных коррозионных повреждений. Интен- сивность обрастания увеличивается с повышением температуры воды, и в теплом климате она во много раз больше. Во время ремонта подводного газопровода через реку Волга было обнаружено повреждение битумной изоляции личинками Trichoptera, изоляция местами была разъедена на глу- 14 бину 4 - 5 мм [45,121]. В зарубежных источниках отмечается влияние на подводный переход моллюсков, из которых особую опасность представля- ет Pitricola pholadi formis. Данный моллюск может проникать в скальный грунт до 600 мм [46]. Еще одной причиной повреждения подводных переходов является брак строительно - монтажных работ. Несоблюдение требований [10, 86, 102] приводит к тому, что при выполнении земляных работ могут встре- титься твердые грунты, не выявленные при изысканиях и не учтенные про- ектом. Часто механизмы назначаются без учета наличия их у подрядчика, необоснованно закладываются дорогостоящие работы гидромониторами и грунтососами там, где целесообразно предусмотреть разработку траншей более производительными земснарядами. В практике строительства име- ются случаи, когда подрядчик без достаточных оснований требует с целью увеличения стоимости строительно – монтажных работ, чтобы в проекте были заложены наиболее дорогостоящие методы производства земляных работ [33]. Перечисленные выше источники и причины возникновения дефектов на подводном переходе дают только приблизительную оценку и не охва- тывают весь спектр состояния трубопровода, т.к. не имеют четко сформи- ровавшуюся форму. Границы «возникновения» всегда исходят от профес- сионального человеческого фактора, и с развитием науки и техники дан- ные источники и причины будут иметь тенденцию к уменьшению или полной ликвидации. Поэтому на сегодняшний день единственным спосо- бом повышения безопасности эксплуатации нефтяной магистрали остается «обоснованный» ремонт, заключающийся в выборочном подходе или в полной замене участка подводного трубопровода. 15 КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ И ЗАДАНИЯ К ГЛАВЕ I. 1. Какой процент трубопроводного транспорта в общем грузообо- роте в РФ? 2. Какое название у первого нефтепровода в Западной Сибири? 3. Какие основные причины разрушения труб? 4. Какие наиболее распространенные факторы, приводящие к капи- тальному ремонту и реконструкции? 5. Какие причины, вызывают отказ в процессе эксплуатации трубо- провода? 6. Перечислите основные и второстепенные причины повреждения подводных переходов магистральных нефтепроводов и их источники. 7. Каково влияние русловых и ветровых процессов на трубопровод? 8. Перечислите методы защиты от размыва. 9. Сформулируйте перечень факторов, вызывающих коррозию ме- талла трубопровода в воде. 10. Каково влияние растительного и животного мира на участок подводного трубопровода? 11. Перечислите причины ошибок при строительно-монтажных ра- ботах, влекущие повреждения подводного перехода магистрального нефтепровода. 16 |