книги / Нефтегазовое дело. Полный курс

Хорошо раскисленную сталь назы ваю т спокойной, содерж ание кис­ лорода в ней не более 0,003%. По ходу плавки в кипящ ую сталь вводят марганец, содерж ание кислорода в ней на порядок больше. Кипящ ую сталь применяю т д ля ненагруж енны х элементов конструкций.

По химическому составу стали подразделяю тся на углеродисты е и легированные. При содерж ании углерода до 0,25 % сталь является низ­ коуглеродистой, при содерж ании 0,6— 2 % — высокоуглеродистой. Уг­ лерод ухудш ает свариваемость сталей. Легированной назы вается сталь, в которой содерж атся специальны е легирую щ ие элементы : хром, ни­ кель, молибден, вольф рам , ванадий, титан и др.

Для изготовления резервуаров, газгольдеров и газонефтепроводов применяется низколегированная конструкционная сталь. Она облада­ ет рядом преимущ еств по сравнению с углеродистой сталью: выш е пре­ дел текучести и коррозионная стойкость; м еньш ая склонность к хладоломкости; хорош ая свариваемость.

Н аруж ны й диам етр и толщ ина стенок труб стандартизованы . Х а­ рактеристики некоторы х труб, вы пускаем ы х российскими заводам и приведены в табл. 12.1. Их коэф ф ициент надеж ности по м атериалу и з ­ меняется в пределах 1,34— 1,47.

Таблица 12.1. Характеристика некоторых труб для нефтепроводов

В связи с больш им разнообразием клим атических условий при стро­ ительстве и эксплуатации трубопроводов трубы подразделяю тся на две группы: в обычном исполнении и северном (тем пература эксплуатации до минус 40 *С) исполнении.

Основные ф изические характеристики трубны х сталей следую щ ие: плотность р = 7850 к г /м 3, модуль упругости Е —206 000 М Па, коэф ф и ­ циент линейного расш ирения а {= 1,21 • 10-5 град-1, коэф ф ициент П уас­ сона 77 = 0,3.

При разности внутреннего рабочего давления и внешнего давления Ар = (р - р 0) труба получает следую щ ее приращ ение диам етра:

где S — толщ ина стенки трубы; d n — внутренний диам етр трубы .

При изменении тем пературы транспортируемой среды на величину ДТ объем внутренней полости трубы получит следую щ ее приращение:

где Wu — начальны й объем полости трубы; а (| = 3,3 • 1СГг’ град"1— коэф­

фициент объемного расш ирения стали.

Изучение статистических данны х показы вает, что основными при­ чинами разруш ен и й газопроводов являю тся: м алая вязкость стали и недостаточное сопротивление распространению трещ ин от действия

упругих сил сж атого газа. Традиционные методы расчета на прочность по пределу текучести или временному сопротивлению разры ву позво­ ляю т рассчитать толщ ину стенки трубы , обеспечиваю щ ую безопасную работу при статических растягиваю щ их нагрузках, способных вызвать пластическую деформ ацию , а затем и разры в трубы.

В качестве нормативной характеристики вязкости сталей принята работа разви ти я разруш ен и я трубы а р или иначе энергия, поглощае­

где р — рабочее давление перекачки; D — наруж ны й диам етр трубы; Е — м одуль упругости стали; S — толщ ина стенки трубы.

Расчетная величина (12.3) позволяет ориентироваться в уровне не­ обходимых требований по вязкости стали. Эта величина близка по зна­ чению ударной вязкости стали, которая определяется в лабораторных условиях на образцах с остры м надрезом . Т ребования по вязкости ста­ лей для газопроводов отличаю тся от аналогичны х требований для нефте - и продуктопроводов.

Н апример, при п ерекачке неф ти или газа при давлении 5,5 МПа по стальной трубе диаметром 1220 мм с толщ иной стенки 15 мм необходи­ мо обеспечить стали общее временное сопротивление разры ву 430 МПа. Однако необходимые парам етры вязкости сталей, из которых должны бы ть изготовлены трубы неф тепровода и трубы газопровода, суще­ ственно отличаю тся: м атери алу трубы для транспорта неф ти достаточ-

но иметь ар = 0,02 П а • м; м атериалу трубы д л я транспорта газа необхо­ димо иметь 0,22 Па • м.

Если предполож ить, что перекачка осущ ествляется при давлении 10 МПа, то м атериал стенки нефтепровода и газопровода долж ен иметь единое значение прочности овр = 780 МПа. О днако при этом разброс по критерию вязкости стали очень большой: для м атериала стенки трубы нефтепровода достаточно им еть вязкость ар = 0,05 Па • м; для трубы га­ зопровода необходимо им еть 0,72 Па • м. Создание труб с высоким уров­ нем вязкости сталей для условий работы в области отрицательны х тем ­ ператур является очень слож ной задачей.

Газопроводы способны работать и при меньш их значениях вязкос­ ти м атериала труб, но при этом ум еньш ается степень их надеж ности. Если при надлеж ащ ей вязкости стали возникш ая трещ ина (разруш е­ ние) не увеличивается под влиянием упругой энергии сж атого газа, то в сталях с пониж енными показателям и вязкости трещ ина лавинообраз­ но распространится на больш ую длину трубы . По этой причине нельзя стремиться к повы ш ению прочности трубны х сталей и уменьш ению толщины стенки без одновременного повыш ения их вязкости.

На каж дую партию труб завод-изготовитель вы дает сертиф икат, в котором указана вся инф орм ация, вклю чая номера плавок. На внеш ней стороне трубы четко обозначаю тся разм ер трубы, клеймо ОТК, год и з ­ готовления и товарны й зн ак завода.

Т р ан сп орти ровка т р у б и м атериалов осущ ествляется в соответ­ ствии с транспортной схемой строительства, входящ ей в состав проек­ тной документации.

Р азраб отка оптим альной транспортной схем ы осу щ ествл яется с учетом затр ат на обустройство складов, сооруж ение временных и р е ­ конструкцию постоянны х дорог; собственно транспортировку труб и оборудования, а такж е на природоохранны е мероприятия.

Трубы и секции м алы х диаметров перевозят в пакетах. Вы грузку труб осуществляют или по схеме вагон-автомобиль, или вагон-склад-автомо- бн„чь. Высота ш табеля труб не долж на превы ш ать три метра. Сезонное хранение труб и техники производится с выполнением консервации.

Трубопроводная а р м а т у р а предназначена для управления потоком транспортируемой ж идкости. По принципу действия арм атура д ели т­ ся на три класса: запорная, регулирую щ ая и предохранительная. З а ­ порная арм атура устан авливается на линейной части трубопровода че­ рез каж ды е 10— 30 км и предназначена для отсекания аварийного или ремонтируемого участка трубы . Кроме этих случаев запорная арм ату ­ ра устанавливается:

•на обоих берегах водных преград и болот при их пересечении тру ­ бопроводом;

• в начале каж дого ответвления от трубопровода;

•на концах участков нефтепроводов, проходящ их на отм етках выше населенны х пунктов и предприятий.

Расходы на арм атуру составляю т около 12 % капитальны х влож е­ ний и эксп л у атац и о н н ы х за тр а т . По усл ови ям работы к ар м атуре предъявляю т следую щ ие требования: прочность, герметичность, кор­ розионная стойкость и взры вобезопасность. По значению рабочего дав­ ления арм атуру подразделяю т на три группы: низкого (менее 1 МПа); среднего (1,6 — 6,4 М Па) и высокого давления.

Основной парам етр арм атуры — диам етр условного прохода — это внутренний диам етр трубы , на которой устанавливаю т данную арм а­ туру. У словный проход арм атуры часто не совпадает с проходным диа­ метром трубы.

К запорной арм атур е относятся зад ви ж ки , краны , вентили. К за­ движ кам относят запорны е устройства, в которы х проход (ж ивое сече­ ние) п ерекры вается поступательны м движ ением затвора в направле­ нии перпендикулярном к движ ению потока. Конструктивно задвиж ка п редставляет собой цельны й литой или сварной корпус, снабженный двум я патрубками д л я присоединения к трубопроводу с помощью ф лан­ цев и ш пиндель, управляем ы й с помощью маховика или специального привода. М есто выхода ш пинделя из корпуса герм етизируется с помо­ щью сальникового уплотнения. Задви ж ки имею т незначительное гид­ равлическое сопротивление при полностью откры том проходе, неболь­ ш ую строительную длину и возмож ность перекры вать потоки высоко­ вязки х жидкостей.

Н едостаткам и зад ви ж ек являю тся: небольш ой допустимый перепад давления на затворе, невы сокая скорость срабаты вания, возможность возникновения гидравлического удара, невозм ож ность их применения для кристаллизую щ ихся сред и больш ая высота. Задви ж ки бывают с параллельны м и клиновым затвором, полнопроходные и с суженным проходом, с вы движ ны м и невы двцж ны м ш пинделем.

Регуляторы давления — это устройства, служ ащ ие для автоматичес­ кого поддерж ания давления на требуемом уровне. Различаю т регулято­ ры «до себя» и «после себя». Д ля регулирования давления методом дрос­ селирования применяю т регулирую щ ие заслонки с электроприводом.

Предохранительны е клапаны предотвращ аю т повы ш ение давления

втрубопроводе сверх установленной величины. На неф тепроводах при­ меняю т клапаны закры того типа, работаю щ ие по принципу сброса час­

ти жидкости из места возникновения повышенного давления в специ­ альный сбросной коллектор. Д ля предотвращ ения движ ения перекачи ­ ваемой ж и д к о сти в об ратн ом н ап р ав л ен и и п р и м ен яю т об ратн ы е подъемные и поворотные клапаны .

12.4.СВАРКА, И ЗО Л ЯЦ И Я И П РО Ф И Л И РО В А Н И Е Т РУ БО П РО В О Д О В

Зем лян ы е работы — это в основном работы , связанны е с рытьем транш еи для укладки трубопровода. Разработка транш еи ве­ дется или одноковш овым экскаватором , или роторны м транш ейны м экскаватором. При ры тье транш ей необходимо вы держ ивать проф иль траншеи, углы поворота и радиусы кривизны ее в плане в соответствии с проектными требованиями. Залож ение откосов определяется углом внутреннего трения грунта. Глубина копания мож ет достигать 4 м, за ­ ложение откосов всегда больш е нуля. М инимальная ш ирина транш еи принимается из условий недопущ ения повреж дения изоляционного покрытия при у клад ке плети. П ри диам етре трубы 1220 мм и вы ш е ширина транш еи по дну долж на быть на 50 см больш е диам етра трубы.

Сварка — это процесс получения неразъем ны х соединений с помо­ щью нагрева или совместного действия нагрева и пластического деф ор ­ мирования. П ри сооружении МТ чащ е всего применяю т дуговую сварку, реже — контактную . Дуговая сварка — сварка плавлением, при которой нагрев осущ ествл яется электри ческой дугой. К онтактная сварка — сварка с применением давления, при которой нагрев осущ ествляется теплом, вы деляем ы м при прохож дении электрического тока через на­ ходящиеся в контакте соединяемы е части. Сварное соединение обра­ зуется в резул ьтате пластической деф орм ации м еталла в зоне контак­ та, При контактной сварке на заж аты е в заж и м ах торцы свариваем ы х труб подают напряж ение, после чего начинаю т их медленно сближ ать. Сваркой шов — участок сварного соединения, образовавш ийся в резу л ь­ тате кристаллизации расплавленного м еталла (сварочной ванны).

Сварочно-монтажные работы при изготовлении двух - и трехтруб ­ ных секций вы полняю тся на механизированны х трубосварочных базах. Промышленностью вы пускаю тся базы, предназначенны е д л я двусто­ ронней автоматической сварки под флю сом кольцевы * стыков труб ди ­ аметром 1020— 1420 мм. На трубосварочны х базах использую тся внут­ ренние центраторы , имею щ ие электрогидравличес^ий привод и два

независимы х ряда центрирую щ их зажимов. Длина центраторов дости­ гает трех метров, а масса (без ш танги) 1800 кг.

Для наружной сварки под флю сом кольцевы х стыков труб использу­ ют сварочные головки, представляю щ ие собой автомат подвесного типа. Д ля автоматической сварки под флю сом изнутри грубы используются сварочные головки, установленные на оси внутреннего центратора.

С ущ ествую т различны е методы организации сварочно-монтажных работ при строительстве трубопроводов. Н апример, метод последова­ тельного наращ ивания заклю чается в том, что каж ды й сварщ ик свари­ вает один слой ш ва: первы й «корневой», второй — «горячего прохода», заполняю щ ий или облицовочный.

Рис. 12.4. Схема поточной технологии сборки и сварки труб в нитку:

2 — бульдозер; 2 — штанга внутреннего центратора; 3 — трубоуклад­ чик; 4 — клещевой захват; 5 — центратор внутренний; б. 7, 8, 9 — сва­ рочные установки; 10 — ось трубопровода

На участках малой кривизны использую т упругий изгиб трубопро­ вода.

М инимальны е радиусы упругого изгиба примерно следующие: при диам етре труб 1200 мм — радиус изгиба 1200 м; при диам етре 800 мм — 800 м; при диам етре 500 мм — 500 м.

П овороты трубопровода в вертикальной и горизонтальной плоско­ стях преим ущ ественно п роизводятся за счет использования отводов холодного гнутья.

У нифицированны й радиус отвода при гнутье труб в холодном со­ стоянии примерно следую щ ий: при диам етре труб 1420 мм — 60 м; при диам етре 1020 мм — 40 м; при ди ам етре 530 мм — 25 м. На участках с малы ми радиусам и кривизны применяю т крутоизогнуты е отводы го­ рячего гнутья или ш там посварны е отводы.

Число слоев сварки оп ределяется толщ иной стенки трубы. Напри­ мер, при толщ ине стенки трубы 24— 28 мм число слоев шва должно быть не м енее пяти. Временное сопротивление разры ву сварного соединения

должно быть не м еньш е нормативного значения временного сопротив­ ления разры ву м еталла труб.

Стыки, выполненные дуговой сваркой, подлеж ат контролю ф изичес­ кими методами в объеме 100%. Радиограф ическим методом контроли­ руются все сты ки участков категорий В и I, на переходах через болота, через ж елезн ы е и автомобильные дороги, а так ж е все трубы диам ет­ ром 1020— 1420 мм. О стальны е сты ки контролирую тся ультразвуковы м или магнитографическим методом.

Защ ита МТ от подзем ной коррозии осущ ествляется комплексно: защитными (изоляционными) покры тиям и и средствам и электрохим и ­ ческой защ иты . И золяционны е покры тия долж ны удовлетворять сле­ дующим требованиям:

• быть сплош ными и обладать высокими диэлектрическим и свой­ ствами;

• обладать хорош ей адгезией и водонепроницаемостью;

• обладать термостойкостью , биостойкостью и механической проч­ ностью.

Взависим ости от используем ы х м атериалов разли чаю т покры тия на основе битум ны х мастик, полимерны х липких лент, эпоксидных по­ лимеров, кам енноугольны х пеков, стекл оэм ал евы х покры тий и др. Наибольшее распространение получили покры тия на основе битум ­ ных мастик.

Взависим ости от условий прокладки и эксплуатации применяю т покрытия: усиленны е и нормальные.

Усиленные покры тия применяю т на трубах со сж иж енными углево­ дородами, трубах диаметром 1020 мм и более, в засоленных и болотис­ тых почвах, на подводных и других переходах, при тем пературе продук­ та выше 40 °С. Это покрытие вклю чает в себя грунтовку, слой битумно­ резиновой м астики толщ иной б мм, слой стеклохолста и защ итную обертку. Усиленное покры тие так ж е м ож ет вы полняться из двух слоев полимерной ленты .

Вбольш инстве остальны х случаев используется нормальное покры ­ тие, которое вклю чает в себя битумную грунтовку, слой битум но-рези ­ новой мастики до 4 мм, слой стеклохолста и защ итную обертку. Н ане­ сение покры тий производится изоляционны ми маш инами. Рулонны е

материалы наносят одновременно с изоляцией по слою горячей м асти ­ ки путем намотки по спирали той ж е изоляционной маш иной. К рано­ вые узлы, задвиж ки, катодны е выводы изолирую тся битумными мас­ тиками или полимерны ми липкими лентами.

Трубны е плети уклады ваю т в транш ею в зависимости от местных условий и диам етра труб одним из нескольких способов.

При укладке изолированной плети применяю т три метода: непре­ рывный синхронным движ ением трубоукладчиков, оснащ енных трол­ лейными подвесками; цикличны й метод перехвата; цикличный метод переезда (рис. 12.5).

Рис. 12.5. Схема укладки изолированного трубопровода в траншею

Трубопровод уклады ваю т в грунт в определенном высотном поло­ жении. П ри этом необходимо соблю дать несколько условий: прочности, устойчивости и м инимальных объемов зем ляны х и монтаж ны х работ.

П роф илирование — установление высотного полож ения трубопро­ вода — проводится на стадии рабочего проектирования.

При рассм отрении вариантов учиты ваю т следую щ ие возможные схемы укладки трубопровода:

•полностью подземная укладка, при которой выход трубы на повер­ хность исклю чается, а осевая линия ф орм ируется только за счет

создания кривы х упругого изгиба;

• д оп ускается возм ож ность вы хода трубы на поверхность и уклад­ ка их на этом участке в насыпи. К ритерием вы ступает условие м инимума зем лян ы х работ при вы полнении требований упругого изгиба;

• ф ормирование линии трубопровода за счет кривы х упругого изги­ ба и углов поворота малого радиуса. К ритерием вы ступает усло­ вие стоимости зем ляны х работ и стоимости создания углов пово­ рота малого радиуса.

Выполнить проф илирование только за счет упругого изгиба невоз­ можно. При пересеченном рельеф е необходимо использовать гнутые или сварны е вставки. К ривы е искусственного гнутья изготавливаю т только из бесш овных или сварны х прямош овных труб; при этом радиус кри­ визны долж ен обеспечивать пропуск очистных и диагностических уст­ ройств.

П ример изображ ения углов поворота в рабочих ч ертеж ах линейной части трубопровода дается на рис. 12.6. П арам етры обозначенного на чертеж е упругоискривленного участка на пикете ПК 480 читаю тся сле­ дующ им образом: R = 2500 — радиус кривизны , м; Уг Г 50' — угол пово­ рота; Т = 40 — тангенс, м; Б = 0,3 — биссектриса, м; Ву? 115,3 — отметка верш ины угла, м.

При определении высотного полож ения трубопровода сравнивают ф актические радиусы кривизны проф иля трассы с минимально допус­ тимыми радиусам и кривизны трубопровода. Если ф актический радиус кривизны на каком -либо участке окаж ется меньш е минимально допус­ тимого радиуса, то назначается транш ея больш ей глубины или наме­ чается м онтаж кривой вставки.

В качестве критери я оптимальности проф иля трассы обычно при­ нимаю тся затр аты на сооруж ение трубопровода. П ри выборе трассы наибольш ее влияние на плановое полож ение трубопровода оказывает его удлинение, а следовательно, увеличение стоимости труб и матери­ алов, При продольном проф илировании удлинение трубопровода мож­ но не учиты вать. Высотное полож ение трубопровода наиболее суще­ ственное влияние оказы вает на объем зем ляны х работ.

Воснову модели оптимального проф илирования полож ены следую­

щие предпосылки: трубопровод долж ен прилегать по всей длине к грун­ ту; прочность труб долж на обеспечиваться в любом сечении; продоль­ ный проф иль долж ен обеспечивать минимум стоимости земляных и изоляционно-укладочны х работ.

М агистральны й неф тепровод (МН) им еет в своем составе головную неф теп ерекачи ваю щ ую станцию (НПС) и промежуточные НПС. Головная НПС предназначена для приема неф ти с установок ее подготовки на промы сле и закачки в МН. П р о м еж у то ч н ы е НПС обес­ печиваю т поддерж ание в трубе напора, достаточного д л я дальнейшей перекачки нефти. О бъекты в составе НПС подразделяю тся на две груп­ пы: основного (технологического) и вспомогательного назначения.

К объектам первой группы относятся: резервуарны й парк; подпор­ ная насосная; у зел учета неф ти с ф ильтрам и; м агистральная насосная; узел регулирования давления и предохранительны е устройства; каме­ ры пуска и приема очистных и диагностических устройств; технологи­ ческие трубопроводы с запорной арматурой.