1. КЛАССИФИКАЦИЯ ТРУБОПРОВОДОВ
Трубопроводы,транспортирующие продукцию скважин на площадях нефтяных месторождений, делятся:
1) по назначению — на нефтепроводы, газопроводы,нефтегазопроводы, нефтегазоводопроводы и водопроводы;
2) по напору — на напорные и безнапорные;
3) по рабочемудавлению — на трубопроводы высокого (6,4 МПа и выше), среднего (1,6 МПа) инизкого (0,6 МПа) давления;
4) по способу прокладки — на подземные, наземные иподводные;
5) по функции — на выкидные линии, идущие от устьевскважин до групповой замерной установки; нефтяные, газовые, водяные инефтегазоводяные сборы с коллектора; товарные нефтепроводы;
6) по гидравлической схеме работы – простыетрубопроводы, без ответвлений и сложные с ответвлениями к которым относятсятакже замкнутые (кольцевые) трубопроводы.
Трубопроводытранспортирующие воду к нагнетательным скважинам для поддержания пластовогодавления, делятся на:
а) магистральные водопроводы, начинающиеся у насосных станцийвторого
подъема;
б) подводящие водопроводы, прокладываемые отмагистральных водопроводов до кустовых насосных станций (КНС);
в) разводящие водоводы, прокладываемые от КНС донагнетательных скважин.
Все перечисленные трубопроводы по напору делятся натрубопроводы с полным заполнением трубы жидкостью и трубопроводы неполнымзаполнением трубы жидкостью.
Трубопроводы с полным заполнением сечения трубыжидкостью называются напорными, а трубопроводы с неполным заполнением сечениямогут быть как напорными, так и безнапорными.
Выкидные линии и нефтесборные коллекторы обычно неполностью заполнены нефтью, т.е. часть сечения выкидных линий или коллекторазанята газом, выделившимся или в процессе движения нефти по ним, или увлеченнымнефтью из сепараторов в связи с их плохой работой.
В самотечных нефтепроводах нефть движется поддействием гравитационных сил, обусловленных разностью вертикальных отметок вначале и в конце нефтепровода. Если при этом в нефтепроводе нефть и газдвижутся раздельно, то такой нефтепровод называют свободно-самотечным, илибезнапорным, а при отсутствии газовой фазы напорно-самотечным.
Нефть и ее примеси транспортируются по выкидным линиямдо АГЗУ за счет перепада давления между устьем скважины и АГЗУ. Выкидные линиив зависимости от дебита скважин принимаются диаметром от 75 до 150 мм и прокладываются подземлей. Протяженность выкидных линий определяется технико-экономическимирасчетами и может достигать 4 км.
От АГЗУ, к которой по выкидным линиям подводитсяпродукция 14 — 56 скважин (в зависимости от числа «Спутников», определяемыхтехнико-экономическими расчетами), до ДНС или УПН обычно прокладывается сборныйколлектор диаметром от 200 до 500 мм и протяженностью от 5 до 16 км. Для сбора нефтяногогаза и передачи его потребителям на площадях нефтяных месторождений сооружаютсборные газопроводы.
2. ЗАЩИТА ТРУБОПРОВОДОВ ОТ КОРРОЗИИ
Существует два способа защиты трубопроводов ирезервуаров от почвенной коррозии: пассивный и активный. К пассивной защитетрубопроводов и резервуаров относятся изоляционные покрытия с различнымиматериалами.
Наиболее широко в промысловой практикеприменяют битумно-резиновые покрытия и покрытия из полимерных лент, наносимыхна трубопроводы с помощью специальных очистных механизмов и машин. Полимерныепокрытия трубопроводов по сравнению с битумными имеют следующие преимущества:
1) онитехнологичны и экономичны; 2) трудоемкость нанесения их в 2—4 раза, а материаломкость в 8—10 раз меньше, чем битумных. Однако полимерные покрытия ещенедостаточно изучены в условиях длительной эксплуатации.
Изоляцию заглубленных в грунт металлическихрезервуаров осуществляют по тем же принципам и с использованием в большинствеслучаев тех же материалов, что и для подземных трубопроводов. Днищаметаллических резервуаров, сооружаемых на песчаных основаниях, снаружиизолируют битумными покрытиями и укладывают на гидрофобный слой. Для контролякачества изоляционных покрытий применяют различные приборы, предназначенные дляпроверки прилипаемости изоляции, ее толщины, сплошности слоя и других показателей.
Для выбора средств защиты подземныхсооружений — трубопроводов и резервуаров — необходимо располагать данными окоррозионных свойствах почвы. Чем выше электросопротивление почвы (сухойпесок), тем меньше токи коррозии и соответственно. Меньше разъедание металла.Поэтому степень активности почв подразделяется на следующие категории: особовысокая — с удельным сопротивлением 5 Ом-м; высокая — с удельным сопротивлением5-10 Ом-м; повышенная 10-20 Омм; средняя 20-100 Ом низкая — выше 100 Ом.
В зависимости от удельного сопротивленияотдельных участков почвы, где прокладывается трубопровод, определяются толщинаматериал изоляции.
Ко всякому противокоррозионному внешнемупокрытию должны предъявляться следующие требования: 1) водонепроницаемость; 2)прочность сцепления покрытия с металлом; 3) хорошая изоляция от электрическоготока; 4) достаточная прочность.
На способность сопротивляться механическимвоздействиям при засыпке траншеи; 5) низкая стоимость. При длительнойэксплуатации трубопроводов и резервуаров защищенных только изоляционнымипокрытиями, возникают сквозное коррозионные повреждения уже через 5 — 8 летпосле укладки
трубопроводовв грунт на участках с почвенной коррозией, а при
наличииблуждающих токов (электрокоррозии) — через 2 — 3 года.
Поэтому для долговечности, кроме защитыповерхности промысловых
трубопроводови резервуаров противокоррозионными покрытиями,
применяютактивный способ защиты к НИ01ТСН в основном катодная и
протекторнаязащиты.
Изоляцию заглубленных в грунт металлическихрезервуаров
осуществляютпо тем же принципам и с использованием в большинстве
случаевтех же материалов, что и для подземных трубопроводов. Днища
металлическихрезервуаров, сооружаемых на песчаных основаниях, снаружи
изолируютбитумом и укладывают на гидрофобный слой.
Для контроля качества изоляционных покрытийприменяют
различныеприборы, предназначенные для проверки прилипаемости
изоляции,ее толщины, сплошности слоя и других показателей.
Для выбора средств защиты подземныхсооружений — трубопроводов и
резервуаровнеобходимо располагать данными о коррозионных свойствах
почвы.Чем выше электросопротивлением почвы (сухой песок), тем меньше
токикоррозии и соответственно меньше разъедание металла. Поэтому
степеньактивности почв подразделяется на следующие категории: особо
высокая- с удельным сопротивлением 5 Ом-м; высокая — с удельным
сопротивлением 5—10 Ом-м; повышенная 10-20 Омм; средняя 20-100 Омм
инизкая — выше 100 Омм.
В зависимости от удельногосопротивления отдельных участков почв, где
прокладывается трубопровод, определяютсятолщина материала изоляции.
Ико всякому противокоррозионному внешнему покрытию труб должны
предъявлятьсяследующие требования: 1) водонепроницаемость; 2) прочность
сцепленияпокрытия с металлом; 3) хорошая изоляция от электрического
тока;4) достаточная прочность и способность сопротивляться механическим
воздействиямпри сыпке траншеи; 5) низкая стоимость.
При длительной эксплуатации трубопроводов ирезервуаров защищенных
толькоизоляционными покрытиями, возникают сквозные коррозионные
поврежденияуже через 5- 8 лет после укладки.
Протекторнаязащита. Для защиты трубопроводов, резервуаров и
резервуарных парков, когда не может быть использованакатодная защита из-
за отсутствия источников электроснабжения, можетприменяться
протекторная защита. Она осуществляется при помощиэлектродов
(протекторов), закапываемых в грунт рядом с защищаемымсооружением,
Протекторная защита имеет те же основы, что и катоднаязащита. Разница
заключается лишь в том, что необходимыйдля защиты ток создается не
станцией катодной защиты, а самимпротектором имеющим более
отрицательный потенциал, чем защищаемый объект.Из общей химии
известно, что все металлы располагаются иряд напряжений, по которому
можно предсказать, какой металл извыбранной пары будет разрушаться при
погружений в раствор (почву), т. е,служить анодом, а также степень
опасности корозионного процесса.
Рисунок 1 — Схема катоднойзащиты трубопровода от коррозионного разрушения.
Как видно изрисунка 1, от постоянного источника 3 по кабелю 2, анодному заземлению поступает в почву и через поврежденные участки4 изоляции 5 на трубу 6, затем через точку дренажа Д возвращается к источникупитания 8 через отрицательный полюс. В результате вместо трубопроводаразрушается анодный заземлитель 1. схема катодной защиты трубопровода откоррозионного разрушения; аноды, 3 — проводник (кабель); 3 источник постоянного тока — станция катоднойзащиты (СКЗ); 4 — стенка трубопровода; 5- внешняя противокоррозионная изоляция; 6 — трубопровод, 7 внутренняяпротивокоррозионная изоляция трубопроводу;Д — направление движения тока.
Станция катодной защиты (СКЗ) — источник 3 — представляетсобой устройство, состоящее из источника постоянного тока или преобразователя переменноготока в постоянный, контакт подсоединительных кабелей и регулирующих приборов в качестве анодных заземлителей. Расстояниемежду трубопроводом 6 и анодом принимают100-200 м.Одна СКЗ обычно обслуживает трубопроводпри среднем качестве изоляции 5.
Согласноэтим данным вес объекты промыслового обустройства, изготовленные из железа (Ре),могут быть защищены протекторами, имеющими в своем составе любой элемент первойстроки. Однако наибольшее распространение при изготовлении протекторов получилимагний, цинк.
Для наиболее эффективного действияпротекторной защиты от коррозии должны быть обеспечены следующие требования:продолжительность работы протектора — максимальная; количество электроэнергии сединицы массы протектора — максимальное; протектородвижущая сила в системепротектор сооружение — максимальная, наконец, стоимость протекторов — минимальная.
Согласно этим требованиям самым подходящимметаллом для
заготовления протекторов является магний. Вместе с теммагний
характеризуется несколько повышенной скоростьюрастворения, по сравнению с алюминием. Однако алюминий для изготовления протекторовприменяется очень редко из-за образования на его поверхности плотного окисногослоя, снижающего эффективность их работы.
Повышение эффективности действияпротекторной установки достигается погружением ее в специальную смесь солей,называемую активатором. Основным компонентом активаторов с магниевым сплавомотносится глина, гипс и др.
Защитатрубопроводов от внутренней коррозии. Для предохранения трубопроводов отвнутренней коррозии применяют различные лаки, эпоксидные смолы цинко-силикатныепокрытия и ингибиторы.
Среди противокоррозионных средств в настоящеевремя, бесспорно, первое место принадлежит ингибиторам коррозии, способнымсоздавать барьер между коррозионной средой и металлом. Несмотря на то чтоэффективность защиты ингибиторами зависит от множества факторов, применение ихтехнически и экономически оправдано как при углекислотой и сероводороднойкоррозии, так и при любых других видах внутреннего коррозионного разрушения промысловогооборудования. Следует обратить внимание на то, что необходимо тщательноподбирать ингибиторы для конкретных условий эксплуатации оборудования напромысле. От этого в значительной мере зависят эффективность и экономичностьзащиты.
3. АРМАТУРА ТРУБОПРОВОДОВ, РЕГУЛЯТОР ДАВЛЕНИЯ И УРОВНЯ
Применяемыев нефте и газопроводах задвижки подразделяются: на клиновые, пробковые ишаровые. Клиновые задвижки. В задвижках этого типа запорный элемент платки впроцессе открытия или закрытия задвижки перемещается в направлении,перпендикулярном потоку жидкости или газа. Клиновая задвижка (рис 2) состоит из:штурвала, шпинделя 2, нажимной втулки 3, сальниковой набивки 4, крышки 5,болтов 6, корпуса 7, клика или плашек 8 и посадочного седла 9.
Эта задвижкапроста по конструкции, но имеет существенный недостаток — в процессе закрытияплатки скользят по металлу корпуса, трудно притираются к нему; если попадаютпесчинки, то они царапают поверхность этих плашек и задвижка теряетгерметичность т. е. может пропускать через себя транспортируемый флюид.
Задвижка (рис,3) относится к двухплашечным с невыдвигающимся шпинделем. Детали этой задвижкиобозначены теми же цифрами, что и предыдущей. Конструкция запорного элемента этойзадвижки совершеннее предыдущей, так как двойные плашки непосредственно вмомент открытия или закрытия не скользят по поверхности посадочного седла, адвижутся к нему под прямым углом.
Имеется много других задвижек, особенно длябольших диаметров трубопроводов, различных по конструктивному оформлению краны.Запорный орган выполняется в виде усеченного конуса, при повороте которого на 90°полностью закрывается или открывается проходное сечение. На рис. 3 показан кран,в котором нажимная букса 2 может при помощи болтов уплотнять сальниковуюнабивку 4 создавая необходимую герметичность.
В большинствекранов поверхность контакта пробки и седла должна смазываться. Для этогопредусматривается принудительная подача смазки на трущиеся поверхности приподтягивании винта и через специальные отверстия 5, показанные пунктиром. Обратныйклапан 3 позволяет осуществить смазку в том случае, если кран находится поддавлением.
4. ПОРЯДОК ПРОВЕДЕНИЯ РАБОТ ПРИСООРУЖЕНИИ ТРУБОПРОВОДА
При сооружении того или иного трубопровода,прокладываемого по площади месторождения, придерживаются следующего порядка:прежде всего согласуют с землепользователем (колхозом или совхозом) временное отчуждениеземли, по которой должен прокладываться трубопровод. После такого согласованияроют траншеи на глубину ниже промерзания почвы и подвозят плети труб к этойтраншее, затем сваривают вручную (для диаметров до 800 мм) или автоматически(выше: 800 мм)стыки труб поддерживаемых на весу трубоукладчиками, тщательно очищают наружную поверхностьтрубопровода от грязи и окалины и наносят на нее битумное покрытие с последующейобверткой бумагой и лентой гидроизоляции, предохраняющих трубопровода отэлектрокоррозии. После проведения всех этих работ изолированный трубопроводтрубоукладчиками погружается на дно траншеи и закапывается землей котораявынута была из траншеи. Затем грейдерами выравнивается поверхность данноготрубопровода и производится рекультивация почвы, т.е восстановление еёплодородия. Если месторождение находится за Полярным кругом где болеепромёрзлые породы, располагающиеся на значительной глубине (до 600 м), любые трубопроводы натаком месторождении должны прокладываться на специальные опоры и рекультивацияпочвы в данном случае, как правило, не производятся из-за непригодности этихземель к выращиванию сельскохозяйственных культур.
5. КЛАССИФИКАЦИЯи виды Задвижек
Задвижкиприменяются клиновые с выдвижным и невыдвижным шпинделем, используется ручноеуправление, электро и гидроприводы. Помимо фонтанных задвижек применяются задвижкисерии ЗКЛ2 с ручным управлением, ЗКЛПЭ с электроприводом во взрывозащищенномисполнении и некоторые другие, в зависимости от давления, рабочей среды и еекоррозионных свойств. Задвижки могут иметь различные условные обозначения.
Рисунок 2 – Клиноваязадвижка.
Рисунок 3 — Кран задвижки серииЗКЛ 2 — 16.
Рисунок 4 — Задвижкастальная клиновая с выдвижным шпинделем серии ЗКЛ 2 — 16.
Рисунок 5. Задвижки стальныеклиновые с выдвижным шпинделем,
серии ЗКЛПЭ-16 сэлектроприводом (30с941нж).
Задвижки стальные клиновые с выдвижным шпинделем серий ЗКЛ-16, ЗКЛПЭ-16 и серий ЗКЛ2-40,ЗКЛПЭ-40 предназначены для установки на трубопроводы, транспортирующие жидкие игазообразные неагрессивные нефтепродукты с рабочей температурой до 425 °С иагрессивные нефтепродукты с рабочей температурой до 550 и 600 °С.
ЗадвижкиЗКЛ2-16 и ЗКЛ2-40 (с ручным управлением) можно устанавливать на трубопроводе влюбом рабочем положении, задвижки ЗКЛПЭ-16 и ЗКЛПЭ-40 (с электроприводом)-вертикально,электроприводом вверх. При наличии опоры под электропривод они могут быть установленыребром и плашмя. Присоединяют их к трубопроводу фланцами с присоединительнымиразмерами по ГОСТ 12815 — 80, ряд 2, исп. 1(ЗКЛ2-16 и ЗКЛПЭ-16) и исп. 2 свыступом (ЗКЛ2-40ЗКЛПЭ-40). Задвижки имеют верхнее уплотнение, а шпиндель снабженвнизу конусным буртом, который при поднятом вверх до отказа шпинделе упираетсяво втулку крышки, перекрывая проход для среды в полость сальника. Для неагрессивных
нефтепродуктовприменяются задвижки из углеродистой стали для температур до 425 °С, дляагрессивных-задвижки из коррозионностойкой
сталимарки 10Х18Н9ТЛ для температур до 600 °С.
Запорныйорган задвижки имеет жесткий клин. Прокладка асбестометаллическая илиалюминиевая, набивка сальника из пропитанного асбеста или асбестопроволочнаяпрорезиненная.
Задвижки стальные клиновые с выдвижным шпинделем: 30с76нж и30нж76нж—с ручным управлением, 30с576нж — с ручным управлением через коническийредуктор и 30с976нж — с электроприводом. Предназначены для установки натрубопроводы, транспортирующие нефть, масло, воду и пар, а также слабоагрессивныесреды (30иж76нж) с рабочей температурой до 300 °С. Задвижки 30с76нж и 30нж76пжможно устанавливать на трубопроводе
влюбом рабочем положении. Задвижки 30с576нж устанавливают на горизонтальном трубопроводев любом рабочем положении, кроме положения приводом вниз, задвижки 30с976нж — на горизонтальном трубопроводе вертикально, электроприводомвверх. При наличии опоры под электропривод допускается устанавливать задвижкигоризонтально, в положении «на ребро».
Рисунок 6. Задвижка стальнаяклиновая
с выдвижным шпинделем серимЗКЛ2-16.
а — ручная ЗКЛ2-40 б — с электроприводом ЗКЛПЭ-40.
Рисунок 7. Задвижки стальныеклиновые с выдвижным шпинделем.
Задвижки стальные клиновые с выдвижным шпинделем. Условное обозначениеЗКЛ2-160. Предназначены для установки на трубопроводы, транспортирующие жидкиеи газообразные нефтепродукты. Для неагрессивных нефтепродуктов с температуройдо 425°С применяются задвижки из углеродистой стали, для агрессивных нефтепродуктовс температурой до 600 °С — задвижки из коррозионностойкой стали марки10Х18Н9ТЛ, Задвижки могут устанавливаться на трубопроводе в любом рабочемположении. Запорный орган имеет жесткий клин. Для разгрузки сальника отдавления рабочей среды предусмотрено верхнее уплотнение.
Взадвижках из углеродистой стали прокладка алюминиевая, набивка сальникаасбестопроволочная, прорезиненная, сухая, и задвижка из коррозионностойкойстали прокладка асбестометаллическая, набивка сальника графитоасбестовая.
6. Список используемойлитературы
1. ЛутошкинГ.С. Сбор и подготовка нефти, газа и воды; М., Недра, 1983.
2. БухаленкоЕ.И. Нефтепромысловое оборудование: Справочник; М., Недра, 1990.
3.Бухаленко Е.И. Оборудование и инструмент для ремонта скважин; М., Недра 1991.