Трубопроводы и их запорные устройства

2.2.ТРУБЫ ДЛЯ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ.

 
  Трубы магистральных нефтепроводов изготавливают из стали, т.к это экономичный, прочный, хорошо сваривающийся и надёжный материал.  
По способу изготовления трубы для магистральных нефтепроводов подразделяются на бесшовные, сварные с продольным швом и сварные со спиральным швом. Бесшовные трубы для трубопроводов диаметром до 529 мм, а сварные – при диаметрах 219 мм и выше.  
Наружный диаметр и толщина стенки труб стандартизированы. В связи с большим разнообразием климатических условий при строительстве и эксплуатации трубопроводов трубы подразделяют на две группы: в обычном и северном исполнении. Трубы в обычном исполнении применяют для трубопроводов, прокладываемых в средней полосе и в южных районах страны (температура эксплуатации 0С и выше, температура строительства –40С и выше). Трубы в северном исполнении применяются при строительстве трубопроводов в северных районах страны (температура эксплуатации –20С…..-40С, температура строительства –60С). В соответствии с принятым исполнением труб выбирается марка стали.  
Трубы для магистральных нефтепроводов изготавливают из углеродистых и низколегированных сталей.

2.3. Трубопроводная инфраструктура  Казахстана

  Казахстан обладает огромными подтвержденными запасами нефти и газа. Для транспортировки углеводородов в республике используется около 10715 км нефте- и газопроводов. Тем не менее перед страной сегодня стоит ряд нерешенных проблем, связанных с поставкой нефти на внутренний и международный рынки. Проблемы, касающиеся внутреннего рынка, заключаются в том, что большинство запасов и основные объемы добычи нефти сосредоточены на западе, в то время как ее потребители (крупные города и промышленные центры) находятся на юго-востоке и индустриальном севере. Как наследие советской экономической системы, добываемая на западе нефть транспортируется через Россию на мировые рынки, а внутренняя потребность на востоке удовлетворяется путем импорта из Сибири. Кроме того, большинство из существующих трубопроводов были построены несколько десятилетий назад и предназначались для реализации целей бывшего Советского Союза, а не Казахстана как независимого государства. В настоящее время несколько проектов, направленных на улучшение сложившейся ситуации, находятся на различных этапах развития, при этом наиболее значительным из них является трубопровод Каспийского трубопроводного консорциума (КТК).

 Нефтепроводы

   Хотя расположенный на востоке трубопровод Омск-Павлодар-Шымкент-Чарджоу пересекает страну с севера на юг, все же большинство трубопроводов находится в западной части страны. Существующие нефтепроводы доставляют нефть на один из трех казахстанских нефтеперерабатывающих заводов (в Атырау, Шымкенте и Павлодаре), на южные российские или украинские НПЗ, а также на мировой рынок. Основным международным маршрутом транспортировки казахстанской нефти является экспортный трубопровод Атырау-Самара. В 2001 г. по нему запланировано прокачать рекордный объем нефти - 13 млн. т (в сравнивнении с 1999 г., когда было транспортировано 10,5 млн. т, и 2000 г. - 11,7 млн. т). Часть нефти (на 2001 г. запланирован объем в 1,2 млн. т) транспортируется морем (на баржах) до Баку, где затем закачивается в трубопроводную систему Азербайджана (трубопровод Махачкала-Тихорецк-Новороссийск). Другая значительная часть казахстанской нефти поставляется железнодорожным транспортом в Западную Европу. Более того, осенью этого года планируется осуществить загрузку в танкеры первой партии нефти, прокаченной по трубопроводу КТК. Предполагается, что его первоначальная мощность составит 28 млн. т в год, а это приведет к трехкратному увеличению существующей пропускной способности экспортных трубопроводов страны.

   В 2001 г. НКТН «КазТрансОйл» разработала два новых маршрута транспортировки нефти Актюбинского региона (с наливной эстакады Бестамак, далее по трубопроводам транзитом через Россию). Это даст возможность поставлять на мировые рынки нефть, добываемую на месторождениях Жанажол и Кенкияк. Поскольку республика практически не имеет морских границ, транспортировка является основной проблемой развития казахстанского нефтяного рынка. Тарифы, возможность использования трубопроводов и их пропускная способность имеют решающее значение для любых нефтяных проектов. Введение в эксплуатацию трубопровода КТК создает дополнительные возможности для экспорта, в то время как обнаружение Кашаганского месторождения в казахстанском секторе Каспийского моря увеличивает потребность в его пропускной способности. В контексте обнаружения на Каспийском шельфе значительных запасов нефти, Президент страны Нурсултан Назарбаев заявил, что проект КТК сможет разрешить только часть транспортной проблемы, поэтому Казахстан должен присоединиться к проекту Баку-Джейхан. В июне 2001 г. между НКТН «КазТрансОйл» и Правительством США (представленным коммерческим департаментом) было подписано Соглашение о субсидии, предназначенной для финансирования технической поддержки при изучении возможности создания транс каспийского маршрута транспортировки нефти. Предоставление такой субсидии свидетельствует о том, что правительства Казахстана и США проявляют большую заинтересованность в создании условий для участия казахстанских нефтедобывающих предприятий в проекте Баку-Джейхан. 

3.СРЕДСТВА ЗАЩИТЫ ТРУБОВОДОВ ОТ КОРРОЗИИ. 
 Трубопровод, уложенный в грунт, подвергается почвенной коррозии, а проходящий над землей – атмосферной. Оба вида коррозии протекают по электрохимическому механизму, т.е. с образованием на поверхности трубы анодных и катодных зон. Между ними протекает электрический ток, в результате чего в анодных зонах металл труб разрушается.  
Для защиты трубопроводов от коррозии применяются пассивные и активные средства и методы. В качестве пассивного средства используются изоляционные покрытия, а к активным методам относится электрохимическая защита.  

4.ИЗОЛЯЦИОННЫЕПОКРЫТИЯ. 
 Изоляционные покрытия, применяемые на подземных магистральных трубопроводах, должны удовлетворять следующим основным требованиям:

  
 ·Обладать высокими диэлектрическими свойствами;  
 ·Быть сплошными;  
 · Быть водонепроницаемыми, механически прочными, эластичными и            термостойкими.  
 

  Конструкция покрытий должна допускать возможность механизации их нанесения на трубы, а используемые материалы должны быть недорогими, недефицитными и долговечными.  
В зависимости от используемых материалов различают покрытия на основе битумных мастик, полимерных липких лент, эпоксидных полимеров, каменноугольных пеков и др. Наибольшее распространение в отрасли трубопроводного транспорта нефти получили покрытия на основе битумных мастик. Они представляют собой многослойную конструкцию, включающую грунтовку, мастику, армирующую и защитную обёртки. Грунтовка представляет собой раствор битума в бензине. После ее нанесения бензин испаряется и на трубе остается тонкая пленка битума, заполнившего все микронеровности поверхности металла. Грунтовка служит для обеспечения более полного контакта, а, следовательно, лучшей прилипаемости основного изоляционного слоя – битумной мастики – к трубе. Битумная мастика представляет собой смесь тугоплавкого битума, наполнителей и пластификаторов. Каждый из компонентов мастики выполняет свою роль. Битум обеспечивает необходимое электросопротивление покрытия, наполнители – механическую прочность масти, пластификаторы – ее эластичность. Битумную мастику наносят на трубу при температуре 150…180 С. Расплавляя тонкую плёнку битума, оставшуюся на трубе после испарения грунтовки, мастика проникает во все микронеровности поверхности металла, обеспечивая хорошую прилипаемость покрытия.  
Битумная мастика может наноситься в один или два слоя. В последнем случае между слоями мастики для увеличения механической прочности покрытия наносят слой армирующей обертки из стеклохолста. Для защиты слоя битумной пластикой от механических повреждений она покрывается сверху защитной оберткой.  
Изоляционные покрытия на основе битумных мастик применяются при температуре транспортируемого продукта не более 40 С. При более высоких температурах применяются полимерные изоляционные покрытия. Порошковые полиэтиленовые покрытия выдерживают температуру до 70 С, а эпоксидные – 80С, полиэтиленовые липкие ленты – 70С.  
Покрытия на основе эпоксидной порошковой краски и напыленного полиэтилена изготавливаются, в основном, в заводских условиях. В настоящее время мощности по выпуску изолированных труб ограничены. Поэтому наиболее широко применяются покрытия на основе полимерных липких лент. Сначала на трубу наносится полимерная или битумно – полимерная грунтовка, затем полиэтиленовая или поливинилхлоридная изоляционная липкая лента и защитная обертка. Толщина изоляционного покрытия нормального типа 1.35…1.5 мм, а усиленного 1.7мм.  
Полимерные покрытия обладают высоким электросопротивлением, очень технологичным, однако они легко уязвимы – острые выступы на поверхности металла или камушки легко прокалывают такую изоляцию, нарушая её сполшность. С этой точки зрения они уступают покрытиям на основе битумных мастик, проколоть которые достаточно сложно. Но и битумные покрытия имеют недостатки: с течением времени они теряют эластичность, становятся хрупкими и отслаиваются от трубопровода.  
 

5.ЭЛЕКТРОХИМИЧЕСКАЯ ЗАЩИТА ТРУБОПРОВОДОВ.

 
  Практика показывает, что даже тщательно выполненное изоляционное покрытие в процессе эксплуатации стареет: теряет свои диэлектрические свойства, водоустойчивость, адгезию. Встречаются повреждения изоляции при засыпке трубопроводов в траншее, при их температурных перемещениях, при воздействии корней растений. Кроме того, в покрытиях остается некоторое количество незамеченных при проверке дефектов. Следовательно, изоляционные покрытия не гарантируют необходимой защиты подземных трубопроводов от коррозии. Исходя из этого, в строительных нормах и правилах отмечается, что защита трубопроводов от подземной коррозии независимо от коррозионной активности грунта и района их прокладки должна осуществляться комплексно: защитными покрытиями и средствами электрохимической защиты (ЭХЗ).  
Электрохимическая защита осуществляется катодной поляризацией трубопроводов. Если катодная поляризация производится с помощью внешнего источника постоянного тока, то такая защита называется катодной, если же поляризация осуществляется присоединением защищаемого трубопровода к металлу, имеющему более отрицательный потенциал, то такая защита называется протекторной. 

6.Современные предварительно изолированные   трубы в трехслойной изоляции. 

Трубы в гидроизоляции для нефтегазовой промышленности.

Конструкция антикоррозионного покрытия на трубах - двухслойная, трехслойная или слой антикоррозионного покрытия под  теплоизоляцию.

Наружный диаметр труб 273-1220мм 
Максимальная толщина стенки 24мм 
Длина труб 10-12м

  На сегодняшний день трехслойное полиэтиленовое покрытие является наиболее эффективным наружным антикоррозионным покрытием труб заводского нанесения. Данный тип покрытия широко применяется во всем мире для антикоррозионной защиты трубопроводов различного назначения, (магистральные газопроводы, нефтепроводы, продуктопроводы, трубопроводы коммунального назначения и др.).

  Трехслойное покрытие состоит из слоя эпоксидного праймера толщиной от 100 до 600 мкм, адгезионного подклеивающего слоя толщиной от 0,3 мм и наружного полиэтиленового слоя толщиной от 2,2 до 2,7 мм. В зависимости от диаметров труб и назначения трубопроводов общая толщина трехслойного покрытия может варьироваться от 2,5 до 3,6 мм.

  Для двухслойной изоляции нижний слой, непосредственно нанесенный на наружную поверхность стальной трубы и обеспечивающий адгезию защитного полиэтиленового покрытия к трубе, выполнен из сополимера этилена с винилацетатом (сэвилена-тризолена), а верхний слой, непосредственно выполняющий защитные функции, выполнен из композиций на основе полиэтилена. Физико-механические и геометрические характеристики покрытия и требования к покрытию соответствуют ГОСТ Р 51164-98 "Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии".

Для трехслойной изоляции в качестве первого слоя изоляции применяется  порошковая эпоксидная композиция (праймер), наносимая электростатическим полем, далее конструкция аналогична конструкции  двухслойной  изоляции.

  Антикоррозионное покрытие на трубы наносится на поточной полуавтоматической технологической линии. Оборудование, выполняющее конкретные технологические операции, размещено вдоль технологического конвейера, который, в свою очередь, обеспечивает необходимые требования по заданным режимам перемещения труб. Технологическая линия антикоррозионной изоляции труб представляет собой единый комплекс, объединенный взаимосвязанными режимами работы, и обеспечивается устройствами регулирования и автоматизации.

При правильном выборе системы изоляционных материалов труб для отопления, при строгом соблюдении технологических режимов очистки и наружной изоляции труб расчетный срок службы трехслойного покрытия при температурах эксплуатации до плюс 60 °С составляет не менее 50 лет. 

6.1.Основные этапы технологии:

1. Поступающие  с раскатывателя трубы автоматически  укладываются на рольганг и  стыкуются в единую плеть (т.е.  с помощью специальных коннекторов каждая последующая труба стыкуется с предыдущей), что обеспечивает непрерывность технологического процесса (рис.1);

2. После  предварительного подогрева в  газовой печи трубы поступают  на дробеметную установку очистки  труб от окалины и ржавчины (см.рис.2,3);

3. Затем,  очищенные от окалины и ржавчины  трубы поступают на стол, оборудованный  вращателем и площадкой осмотра,  где производится визуальный  осмотр труб на предмет наличия  дефектов. Далее, трубы, состыкованные  в плеть, поступают в проходную  газовую нагревательную печь, где  прогреваются до t более 200 град.С,  что необходимо для нанесения  порошковой окраски (см.рис.4,5,6,7).