Основные требования к теплоизоляции трубопроводов нефтяной и газовой отрасли

В настоящее время при проектировании газовых и нефтяных трубопроводных систем, в том числе магистральных, компрессорного оборудования отрасли, конструкций на морских участках добычи и транспортировки топлива, а также ГРС (Газораспределительные станций, — ред.), активно используются теплоизоляционные материалы. Необходимость этого процесса определяется не только решением технологических задач на нефтегазовых объектах, таких как создание определенного нормативного температурного режима продукта, подлежащего перекачке, но и сбережением энергетических ресурсов. К сожалению, в последние годы проблемам прочностных характеристик трубопроводов и их надежности внимание практически совсем не уделялось.

Сегодня, как правило, трубопроводные системы нефтегазовой отрасли, выполняются по принципу «труба в трубе». Материалы, которые используются на трубопроводных объектах (подземные, надземные и водные), должны соответствовать следующим требованиям:

• Отсутствие длительного времени на их покрытие и недопустимость использования особых условий.
• Соответствие срока эксплуатации трубопроводного объекта аналогичному показателю нанесенного материала.
• Устойчивость к коррозионным процессам (морская среда, атмосферное и ультрафиолетовое воздействие).
• Пожароустойчивость объекта и его устойчивость к углеводородам.
• Финансовая целесообразность предприятия.

Специалисты, опробовав массу вариантов, пришли к выводу – одним из самых подходящих для использования на трубопроводных объектах нефтегазовой отрасли материалов, соответствующих всем вышеназванным требованиям, является полиуретан, имеющий плотность в пределах от 16 до 80 кг/м3. Подобные технологии достаточно широко и давно используются на аналогичных объектах за рубежом. Так, например, этот материал уже использовался почти 40 лет назад при возведении нефтяного трубопровода на Аляске и подтвердил свою надежность и устойчивость к низким температурным режимам. Более того, он обладает высокой влагонепроницаемой надежностью. Это достигается невозможностью проникновения влаги внутрь пор материала из-за их капиллярной динамики. При использовании нефтяных и газовых труб кроме полиуретана применяется также армированное стекловолокно. Это делается для усиления объекта транспортировки топлива.

Теплоизоляция трубопроводных систем бывает двух способов:

• Использование своеобразных внешних слоев, так называемой «скорлупы», имеющей размер в 50% самой окружности. Радиус изоляционной конструкции, как правило, аналогичен радиусу(внешнему) трубы. Длина его не превышает 6 метров. Трубопроводы обкладываются подобными сегментами, а сверх покрытия осуществляется намотка – обычно из оцинкованной стали рифленого типа. Иногда для этих целей используется липкая полиэтиленовая пленка.
• Заполнение (в целях теплоизоляции) полиуретаном пространства между трубами (главной трубы и металлической или полиэтиленовой защитной оболочкой).

Теплоизоляция элементов нефтегазовой трубопроводной системы, таких как компенсаторы, задвижные механизмы, отводные устройства, а также переходник и тройники, тоже производятся в цеховых условиях. А непосредственно в процессе прокладки магистральной сети осуществляется последний этап – окончательная герметизация трубопровода, которая производится с помощью литьевых механизмов.

Этот метод на предприятиях нефтегазовой отрасли приобрел в последнее время достаточно большую популярность.

Трубы, используемые для теплоизоляции, делают не только за рубежом, но и в Российской Федерации. Некоторые компании, производящие подобные теплоизоляционные конструкции, имеют в своем технологическом арсенале линии, которые в состоянии выпускать до 3 км. труб в сутки длиной до 12 метров. Диаметр этой продукции может колебаться от 57 мм. до 1020 мм. Выпуск трубопроводных изделий осуществляется как в металлической, так и полиэтиленовой защитной оболочке.

Специалисты, имеющие большой опыт эксплуатации трубопроводных систем с применением защитных оболочек, выделили следующие их недостатки:

• Отсоединение защитной конструкции от наружной или внутренней трубы. Это осуществляется в процессе полимеризации объекта.
• Отслоение полиуретановой изоляции от трубы, находящейся внутри в результате термического нагрева.
• Деформирование изоляционного покрытия в процессе транспортировки трубы с металлическим покрытием.

Опыт, приобретенный в процессе эксплуатации подобных производственных объектов нефтегазовой отрасли, позволил специалистам, проведя тщательный анализ всевозможных разрушений и дефектов защитных слоев трубопроводов, сделать заключение, касающееся причин происхождения этих фактов. Они полагают, что главной из них является расширение металлического трубопровода за счет более высоких и постоянно воздействующих на объект температурных нагревательных процессов. Также они сделали вывод – температурный нагрев влияет не столько на сам теплоизоляционный слой, сколько на уменьшение качественных его характеристик.

Кроме того, в результате обследования объекта, специалистами получены изолинии, которые показывают, насколько интенсивна напряженность в различных местах теплоизоляционного слоя. Исследование проводилось при температуре 130 С. В результате стало очевидно, что наименее прочными являются места около торцов полиуретановой изоляционной конструкции. Это заключение было подтверждено и экспертизами, с использование математического моделирования оцениваемого трубопроводного объекта. Исследование показало, что именно длина газовой или нефтяной трубы большего всего влияет на стабильность и устойчивость теплоизоляции объекта. Чем она больше, тем выше вероятность разрушения защитного слоя.

Это тенденция в меньшей степени относится к диаметру трубопроводного объекта, так как основным параметром, позволяющим выдерживать нагрузки на изоляционный материал, является предел прочности на растяжение. Более того, большой диаметр не так сильно влияет на прочностные характеристики нефтяной и газовой трубы. Исходя из этого специалистами отрасли был выбран оптимальный вариант конструкции трубы с определённой длиной и диаметром.