Перспективные материалы для нефтегазовых объектов (стр. 2 )

-  узлы очистки поступающего газа от пыли и жидкости;

-  узлы редуцирования, где давление газа снижается и автоматически поддерживается на заданном уровне с помощью регуляторов давления (РД) различной мощности;

-  узлы учета количества газа с камерными диафрагмами на выходных газопроводах и расходомерами-дифманометрами;

-  узлы-переключения с запорными устройствами для направления потоков газа непосредственно в выходные газопроводы по базисным линиям, минуя ГРС в аварийных ситуациях либо при ремонте установок; на выходных линиях устанавливают пружинные предохранительные клапаны, через которые в случае непредвиденного повышения давления в системе газ автоматически сбрасывается в атмосферу;

-  установки одорирования и подогрева газа для предотвращения образования гидратных пробок (обычно для этого используют водогрейные котлы);

-  внешние входные и выходные трубопроводы - гребенка с большим числом запорной арматуры;

-  контрольно-измерительные приборы и автоматика;

-  электрооборудование и регулирующие устройства электрохимической защиты примыкающей линейной части газопровода.

Все ГРС оборудуют автоматически действующими регулирующими клапанами в комплексе с регуляторами давления или пневмореле, расходомерами и другими установками.

Подземные хранилища газа обеспечивают регулирование сезонной неравномерности потребления газа. Сооружают их в выработанных нефтяных и газовых месторождениях, а также в благоприятных геологических структурах (водоносные пористые пласты). Для хранения газов хранилища сооружают в отложениях каменной соли.

Магистральные нефтепровод и нефтепродуктопровод включают следующие группы сооружений:

-  головные, состоящие из головной насосной станции (ГНС), на которой происходит сбор и накапливание нефти и нефтепродуктов, предназначенных для дальнейшей транспортировки по магистральному трубопроводу, и подводящих трубопроводов, по которым перекачивается нефть с промысла или нефтепродукты с завода в резервуары головной станции;

-  линейную часть, состоящую из собственно трубопровода с ответвлениями и лупингами (лупинг - трубопровод, идущий параллельно с основным на некотором участке), запорной арматурой, переходами через естественные и искусственные преграды, компенсаторами; установок электрохимической защиты; линии технологической связи (кабельные воздушные и радиорелейные); сооружения линейной службы эксплуатации; постоянных вдольтрассовых дорог и подъездов к ним; линий электропередач и других объектов;

-  промежуточные перекачивающие станции;

-  конечные пункты, которыми при перекачке сырой нефти обычно являются нефтеперерабатывающие заводы (НПЗ); если в конце трубопровода находится группа заводов, то сооружают распределительную нефтебазу, на которой нефть учитывается, хранится и распределяется между заводами; конечным пунктом нефтепродуктопровода является крупная нефтебаза, снабжающая нефтепродуктами район или область.

На ГНС размещаются резервуарный парк, основная и подпорная насосные станции, внутриплощадочные трубопроводы, установка счетчиков, площадка запуска скребкового очистителя (на нефтепродуктопроводах - шаровых разделителей), помещение с фильтрами тонкой очистки, системы общего и оборотного водоснабжения, канализации, электроснабжения, здания административно-бытового и эксплуатационно-хозяйственного назначения, включая лабораторию, ремонтно-механическую мастерскую, склад горюче-смазочных материалов. Резервуарный парк предназначается для приемки и сдачи нефти и нефтепродуктов, разделения нефтепродуктов по сортам, а также для их приемки в случае аварийной остановки нефтепровода или нефтепродуктопровода. Промежуточные насосные станции отличаются от ГНС меньшим объемом резервуарного парка или его отсутствием.

Конечные пункты включают в основном емкости (резервуары) для приема поступающего продукта и подачи его на НПЗ или нефтебазы районного или областного значения. На конечном пункте имеется оборудование для выполнения операций приема и учета нефтепродуктов, их хранения, перекачки на водный и железнодорожный транспорт, распределения нефтепродуктов районным потребителям.

Описанная структурная схема трубопроводной трассы предполагает многообразие используемых материалов: сталей с широким спектром свойств (коррозионно-стойких, жаростойких и жаропрочных, хладостойких), различных цветных сплавов, неметаллических материалов с самыми разнообразными эксплуатационными характеристиками. В то же время решение важнейших технических проблем по экономии материалов, уменьшению массы изделий, повышению надежности и работоспособности объектов требует применения новых перспективных материалов.

Новизна и перспективность не означают использование вновь разработанных композиций, создание нового класса материалов. Львиную долю нагрузки продолжают нести металлы и их сплавы. Однако в последнее время все большее применение для изготовления труб находят высокопрочные стали – дисперсионно-твердеющие и экономно-легированные, совершенствуются жаропрочные сплавы. Аморфные сплавы с высочайшей механической прочностью, коррозионной стойкостью и малыми магнитными потерями способны принести огромнейшую экономию в мировом масштабе. Лидерами на приоритетных направлениях научно-технического прогресса остаются титан, гафний, цирконий, ниобий, тантал, молибден, вольфрам.

Некоторые традиционные функции металлических сплавов перехватывают порошковые, композиционные материалы, пластмассы. В частности, и за рубежом, и в нашей стране расширяется использование пластмассовых и композиционных труб вместо стальных. Подробнее об этом будет сказано в 5-ой главе.

Карбидокремниевая и нитридокремниевая керамика в недалеком будущем сможет заменить жаропрочные никелевые сплавы, эксплуатирующиеся при очень высоких температурах, например в газовых турбинах и теплообменниках.

Таким образом, не синтез неизвестных в настоящее время материалов (хотя и это направление также не исключается), а совершенствование существующих, раскрытие новых граней их характеристик и областей применения делает материалы перспективными и высокоэффективными, обеспечивающими экономию материальных, трудовых и финансовых ресурсов.

Глава 1. СТАЛИ И СПЛАВЫ

1.1. Стали для изготовления труб

Марки стали для газонефтепроводов назначают в зависимости от их диаметров, температурных условий строительства (монтажа) и эксплуатации. По диаметру газонефтепроводов трубы условно подразделяют на трубы малых диаметров - менее 530 мм, средних диаметров - 530, 720 и 820 мм и больших диаметров - 1020, 1220 и 1420 мм. В зависимости от минимальных температур строительства и эксплуатации трубы изготовляют в обычном и северном исполнении.

Для строительства магистральных трубопроводов применяются трубы стальные бесшовные, электросварные прямошовные, спирально-шовные и других специальных конструкций, изготовленные из спокойных и полуспокойных углеродистых сталей диаметром до 500 мм включительно, из спокойных и полуспокойных низколегированных сталей диаметром до 1020 мм и низколегированных сталей в термически или термомеханически упрочненном состоянии для труб диаметром до 1420 мм.

В зависимости от назначения и гарантируемых характеристик стальные трубы поставляют по группам А, Б, В, Г и Д. Группа А имеет гарантированные механические свойства; Б - химический состав; В - механические свойства и химический состав; Г - химический состав с контролем механических свойств на термически обработанных образцах; Д – гарантирована только прочность при испытании гидравлическим давлением.

Трубы бесшовные следует применять по ГОСТ 8731-74, ГОСТ 8732-78 и ГОСТ 8733-74, ГОСТ 8734-75 - группы В и при соответствующем технико-экономическом обосновании по ГОСТ 9567- 75, трубы стальные электросварные в соответствии с ГОСТ 20295-85 для труб диаметром до 800 мм включительно и техническими условиями, утвержденными в установленном порядке - для труб диаметром свыше 800 мм. Допускается применение импортных труб, соответствующих требованиям СНиП 2.05.06-85.

Трубы должны иметь сварное соединение, равнопрочное основному металлу трубы. Сварные швы должны быть плотными, непровары и трещины любой протяженности и глубины не допускаются.

Овальность концов труб (отношение разности между наибольшим и наименьшим диаметрами в одном сечении к номинальному диаметру) не должна превышать 1 %. Овальность труб толщиной 20 мм и более не должна превышать 0,8 %.

Трубы должны быть изготовлены из стали с отношением предела текучести к временному сопротивлению не более: 0,75 - для углеродистой стали; 0,8 - для низколегированной нормализованной стали; 0,85 - для дисперсионно-твердеющей нормализованной и термически упрочненной стали; 0,9 - для стали контролируемой прокатки, включая бейнитную.

Трубы диаметром 1020 мм и более должны изготавливаться из листовой и рулонной стали, прошедшей 100 %-ный контроль физическими неразрушающими методами.

Относительное удлинение металла труб на пятикратных образцах должно быть, в %, не менее:

20 - для труб с временным сопротивлением до 588,4 МПа (60 кгс/мм2 );

18 - для труб с временным сопротивлением до 637,4 МПа (65 кгс/мм2)

и 16 - для труб с временным сопротивлением 686,5 МПа (70 кгс/мм2) и выше.

Ударная вязкость на образцах Шарпи и процент волокна в изломе основного металла труб со стенками толщиной 6 мм и более должны удовлетворять требованиям, приведенным в табл. 1.1. Ударную вязкость следует определять по ГОСТ 9454-78 на образцах типов 11-13. Процент волокна в изломе следует определять для металла газопроводов на полнотолщинных образцах: высотой 75 мм для номинальной толщины стенки труб 10 мм и более и высотой 50 мм для номинальной толщины стенки труб менее 10 мм.

Ударную вязкость на образцах Менаже следует определять при температуре минус 40 °С, для районов Крайнего Севера - при минус 60 °С и принимать в зависимости от толщины стенки труб по табл. 1.2.

Определение ударной вязкости на образцах Менаже для основного металла труб из термически упрочненной стали и стали контролируемой прокатки не является обязательным.

Образцы из основного металла для определения ударной вязкости на образцах Менаже изготовляются в соответствии с ГОСТ 9454-78 типов 1 - 3. Образцы из сварного соединения должны изготовляться в соответствии с ГОСТ 6996-66.