Технология трубопроводов от месторождения

Аннотация: Выбор системы извлечения нефти и обустройства нефтяных месторождений зависит от десятков факторов.

Выбор системы извлечения нефти и обустройства нефтяных месторождений зависит от десятков факторов: от глубины залегания и качества продуктивных пластов: количества извлекаемых запасов, их структуры по степени изученности (Технология трубопроводов от месторождения): характеристик коллекторов; состава и свойств нефти: газового фактора и состава попутных газов: давления насыщения нефти газом: свойств и условий залегания пластовых вод; положения водо-нефтяного контакта.

Кроме перечисленных основных показателей разработки при обустройстве месторождения учитываются природно-климатические характеристики, инженерно-геологические условия.

Одно из основных требований к разработке — рационализация: обеспечение заданных темпов добычи с минимальными капитальными вложениями и минимальными воздействиями на ОС.

Важнейшей составной частью проектирования разработки месторождений является выделение эксплуатационных объектов.

Часть нефтяной залежи, выделяемая для эксплуатации самостоятельной сеткой эксплуатационных и нагнетательных скважин, называется эксплуатационным объектом.

Разведанные месторождения считаются подготовленными для промышленной разработки при соблюдении следующих условий:

  • получена лицензия на право пользования недрами;
  • проведена опытно-промышленная эксплуатация отдельных участков;
  • балансовые запасы УВ, имеющие промышленное значение, составляют не менее 80% категории , и до 20% категории ;
  • оценена сырьевая база строительных материалов и источников водоснабжения;
  • утверждены документы по утилизации ПНГ, газового конденсата и других сопутствующих ценных компонентов;
  • предусмотрены мероприятия по предотвращению загрязнения ОС и обеспечения безопасного проведения работ.

Схема генерального плана месторождения предусматривает размещение устьев нефтяных, газовых, нагнетательных одиночных и кустов скважин, ГЗУ, ДНС.

установок предварительного сброса пластовых вод (УПС), кустовых насосных станций (КНС), КС, инженерных коммуникаций (автодорог, нефте- и газопроводов, водоводов, ЛЭП, линий связи, катодной защиты и др.

), обеспечивающих процессы сбора и транспортировки продукции скважин, а также снабжение электроэнергией, теплом, водой и воздухом.

Размещение производственных и вспомогательных зданий и сооружений необходимо производить по их функциональному и технологическому назначению с учетом взрывной и пожарной опасности.

При размещении сооружений нефртедобычи на прибрежных участках водоемов планировочные отметки площадок принимаются на 0,5 м выше наивысшего горизонта вод с вероятностью его превышения один раз в 25 лет (устья скважин, ГЗУ) и один раз в 50 лет (КС, ЦПС, ДНС, УПС).

Природоохранные мероприятия и элементы ОВОС присутствуют в нормативных документах по освоению месторождений.

Однако при сложившейся практике взаимодействия участников разработки месторождений типовые природоохранные проблемы решаются не превентивным образом, а по мере их возникновения.

Существует закономерность — чем в более удаленном месте расположено месторождение, тем менее жесткие экологические ограничения к нему предъявляются и тем больший экологический ущерб наносится ОС.

Во избежание социально-экологических проблем на поздних стадиях нефтедобычи уже при проектировании освоения месторождений следует проводить консультации со всеми заинтересованными организациями и лицами.

Эксплуатация нефтепромыслов наносит вред ОС независимо от конструктивных особенностей сооружений и объемов добываемых УВ.

Проведение дорогостоящих экологических мероприятий должно проводиться своевременно (ликвидация скважин, амбаров-накопителей, рекультивация земель), а не отодвигаться на неопределенный срок.

Технологическая безопасность работы сооружений в цепочке «добыча — сбор — подготовка — транспортировка» во многом обеспечивается равномерностью отработки запасов нефти. Для этого необходимо располагать достоверной информацией о распределении энергетического потенциала залежи, который отражается с помощью карт изобар.

Здесь принципиально важным является выбор схемы кустования скважин. Известно, что чем крупнее кустовые площадки, тем дороже бурение скважины, поскольку необходимы большие отходы забоев от вертикали (до 2-4 км и более).

Однако при этом сокращается стоимость коридоров коммуникаций и повышается степень экологической безопасности промысла в целом.

Под кусты скважин отводится площадка естественного или искусственного участка территории с расположенными на ней устьями скважин, технологическим оборудованием, инженерными коммуникациями и служебными помещениями. В составе укрупненного куста может находиться несколько десятков наклонно-направленных скважин.

Суммарный дебит по нефти одного куста скважин принимается до 4000 , а газовый фактор — до 200 .

В состав технологических сооружений куста скважин обычно входят:

  • приустьевые площадки добывающих и нагнетательных скважин;
  • замерные установки;
  • блоки подачи реагентов-деэмульгаторов и ингибиторов;
  • блоки газораспределительные и водораспределительные;
  • блоки закачки воды в нагнетательные скважины;
  • станции управления насосами ЭЦН и ШГН;
  • фундаменты под станки-качалки;
  • трансформаторные подстанции;
  • площадки под ремонтный агрегат;
  • емкость-сборник и технологические трубопроводы.

В составе сооружений кустовой площадки может находиться узел подготовки сточных вод (УПСВ) с локальной закачкой воды в пласт. В этом случае отсутствует энергоемкая перекачка пластовых вод к пунктам сепарации нефти и обратно, а в составе транспортных коридоров отсутствуют агрессивные пластовые флюиды, что повышает экологическую безопасность промысла.

Строительство скважин с большими отходами забоя ограничивает применение глубинных штанговых насосов ввиду осложнений, связанных с истиранием труб.

Во избежание аварий при выборе насосного оборудования предпочтение отдается ЭЦН и гидроприводным насосным системам в условиях закрытой системы сбора нефти и газа.

Такие системы дают возможность подачи ингибиторов для предотвращения коррозии и парафинообразования.

Система сооружений подготовки нефти, сброса и закачки вод строится в зависимости от распределения запасов по площади залежи, темпов добычи, степени обводненности и газонасыщенности нефти, величины давления на устье скважины, расположения кустов скважин ( рис. 5.1). Эти объекты должны обеспечивать:

  • герметизированный сбор и транспортировку продукции скважин до ЦПС;
  • отделение газа от нефти и бескомпрессорную транспортировку газа первой ступени сепарации до сборных пунктов, ГПЗ и на собственные нужды;
  • замер расходов продукции отдельных скважин и кустов, учет суммарной добычи продукции всех скважин;
  • предварительное обезвоживание нефти.

Технология трубопроводов от месторождения
Рис. 5.1. Принципиальная схема системы сбора скважинной продукции на нефтяном промысле

Газожидкостная смесь из добывающих скважин поступает на ГЗУ, в которой в автоматическом режиме производится периодическое измерение в замерном сепараторе дебитов жидкости и газа каждой скважины. Количество установок определяется расчетами. На площадках ГЗУ размещаются блоки закачки реагента-деэмульгатора и ингибитора коррозии.

В тех случаях, когда расстояние от кустов скважин до ЦПС велико, а устьевого давления недостаточно для перекачки флюидов, сооружают ДНС. На ДНС смесь попадает по нефтесборным трубопроводам после ГЗУ.

В состав ДНС входят следующие блочные сооружения:

  • первой ступени сепарации с предварительным отбором газа;
  • предварительного обезвоживания и очистки пластовой воды;
  • замера нефти, газа и воды;
  • насосный и блок компрессорный воздуха;
  • закачки реагента перед первой ступенью сепарации;
  • закачки ингибиторов в газо- и нефтепроводы;
  • аварийных емкостей.

Сооружение ДНС необходимо потому, что насосное оборудование не позволяет перекачивать смеси с большим содержанием газа из-за возникновения кавитационных процессов.

Газ, отделившийся в результате снижения давления на первой ступени сепарации, чаще всего подается на факел сжигания или для использования на местные нужды.

Нефть и вода с растворенным оставшимся газом поступают в сепараторы второй ступени на ЦПС и УПН.

На ЦПС сырая нефть проходит полный цикл обработки, который включает двух- или трехступенчатое разгазирование нефти с помощью сепараторов и доведение нефти по упругости насыщенных паров до необходимых кондиций.

Газ после сепарации очищается от капельных жидкостей и подается на утилизацию или переработку. Газ первой и второй ступени сепарации транспортируется под собственным давлением.

Газ концевой ступени для дальнейшего использования требует компримирования.

Здесь же на ЦПС производится обезвоживание и обессоли-вание нефти до товарных кондиций. Попутно добываемые воды отделяются от сырой нефти на установке подготовки нефти (УПН) в составе ЦПС. В специальном резервуаре происходит отстаивание нефти, подогрев нефтяной эмульсии в трубчатых печах и обессоливание. После этого товарная нефть поступает в резервуар с последующей откачкой в МН.

Наличие резервного парка емкостей — обязательный атрибут всех технологических схем сбора, подготовки и транспортировки нефгги. Стандартные резервуары типа РВС используются для создания запасов:

  • сырья, поступающего на УПН, необходимого в количестве суточного объема продукции скважин;
  • товарной нефти в объеме суточной производительности УПН.

Кроме того, резервуары различных объемов необходимы для приема пластовых и сточных вод, а также для аварийных сбросов.

Для сброса парафиновых отложений от зачистки (пропарки) резервуаров устраиваются земляные амбары-накопители. Кроме того резервуары являются источником загрязнения атмосферы за счет испарения хранящихся в них УВ.

КС могут быть самостоятельными объектами обустройства месторождений или входить в комплекс технологических сооружений ЦПС. КС предназначены для подачи нефгтяного газа на ГПЗ, для компримирования газа в системе газлифтной добычи и при подготовке его к транспортировке.

Для удаления газа из полости поршневого компрессора на приемном газопроводе каждой ступени сжатия компрессора предусматривается свеча сброса газа с установкой на ней запорной арматуры. Высота свечи не менее 5 м и определяется расчетами рассеивания газа.

В факельную систему аварийного сжигания ДНС направляется нефтяной газ, который не может быть принят к транспортировке, а также газ от продувки оборудования и трубопроводов.

Диаметр и высота факела определяются расчетом с учетом допустимой концентрации вредных веществ в приземном слое воздуха, а также допустимых тепловых воздействий на человека и объекты. Высота трубы должна быть не менее 10 м, а для газов, содержащих сероводород, не менее — 30 м. Скорость газа в устье факельного ствола принимается с учетом исключения отрыва пламени, но не более 80 м/с.

Факельная система ЦПС предусматривается для сброса газов и паров:

  • постоянных — от установок регенерации сорбентов и стабилизации УВ-конденсатов;
  • периодических — перед освобождением аппаратов перед пропаркой, продувкой и ремонтом;
  • аварийных — при сбросе от предохранительных клапанов и других аварийных сбросах.

Факел оборудуется автоматическим дистанционным зажиганием и самостоятельным подводом топливного газа к запальному устройству. Для улавливания конденсата перед факельной трубой размещается конденсатосборник.

Узлы ввода реагента на объектах сбора и транспортировки нефти и газа включают:

  • блок для дозирования и подачи деэмульгаторов;
  • блоки для дозирования и подачи ингибиторов и химреактивов;
  • склад для хранения химреактивов.

В систему сбора и транспортировки продукции добывающих скважин входят:

  • выкидные трубопроводы от устья скважин до ГЗУ;
  • коллекторы, обеспечивающие сбор продукции от ГЗУ до пунктов первой ступени сепарации ДНС или ЦПС;
  • нефтепроводы для подачи газонасыщенной или разгазированной обводненной нефти или безводной нефти от пунктов сбора и ДНС до ЦПС;
  • нефтепроводы для транспортирования товарной нефти от ЦПС до головной НПС магистрального трубопровода:
  • газопроводы для подачи нефтяного газа от установок сепарации до УПГ, КС, ЦПС, ГПЗ и собственных нужд:
  • газопроводы для подачи газа от ЦПС до головной КС магистрального трубопровода.
Читайте также:  Бугельный узел запорной арматуры

Монтаж технологических трубопроводов и внешних инженерных систем

Главная / Инжиниринг / Строительно-монтажные работы / Версия для печати

Как и все строительно-монтажные работы, монтаж внешних инженерных систем и трубопроводов выполняется на основании разработанного проекта производства работ по каждому отдельному технологическому трубопроводу или сети.

Технология трубопроводов от месторожденияК инженерных сетям и трубопроводной обвязке на объектах нефтегазовой отрасли относятся следующие системы и коммуникации:

  • магистральные и промысловые газо- и нефтепродуктопроводы (низкого, среднего и высокого давления)
  • линии подачи рабочей среды к технологическому оборудованию (например, к резервуарам)
  • линии опорожнения технологического оборудования (слива рабочей среды из емкости)
  • эксплуатационные коммуникации: отопительная система, система водоотведения и канализации, дренажная системы и др.

Саратовский резервуарный завод выполняет прокладку трубопроводов и инженерных систем на рабочее давление до 32 МПа и диаметром до более 1400 мм.

Прокладка и монтаж инженерных систем может осуществляться как на этапе строительства самого объекта, так и в процессе его эксплуатации, например, при реконструкции объекта, в результате проведения технического осмотра и выявлении необходимости замены оборудования, при расширении объекта. Работы на уже эксплуатируемом объекте могут проводиться без остановки работы всего объекта или при подключении резервных линий.

Все инженерные коммуникации и трубопроводы могут прокладываться наземным и подземным способом.

Перед проведением любого монтажа предварительно выполняются инженерные изыскания, обследование объекта строительства, разработка рабочей документации, в том числе проект организации строительства и проект производства работ, в которых поэтапно расписываются все работы с привязкой к конкретному объекту и его специфике.

Состав работ по монтажу технологических трубопроводов и внешних инженерных систем

Специалисты строительного отдела Саратовского резервуарного завода выполняют монтаж технологических трубопроводов, который включает проведение следующих основных работ:

  • изучение предоставленного ППР, чертежей и другой исполнительной документации
  • входной контроль поставляемых элементов трубопроводов
  • земляные работы, которые включают в себя подготовку фундаментов/оснований / опор (в том числе, подвижных) под наземные трубопроводы/ коммуникации или разработку траншей/ котлованов для подземных
  • установка опорных конструкций, эстакад, закладных деталей и других элементов крепления трубопроводов
  • подготовка и, при необходимости, временное отключение подсоединяемого к обвязке оборудования
  • укладка стальных или выполненных из других предусмотренных проектом материалов напорных и безнапорных трубопроводов и их укрупненных узлов
  • балластировка, крепление и сварка монтажных стыков, соединительных деталей и установка трубопроводной арматуры (заглушек, вентилей, фланцев и др.)
  • контроль качества сварных соединений
  • гидро- и теплоизоляция прокладываемых инженерных систем (при необходимости)
  • антикоррозионная защита, в том числе электрохимзащита подземных трубопроводов

Технология трубопроводов от месторождения

Для удобства монтажа трубопроводы могут быть предварительно соединены между собой крепежными деталями в укрупненные узлы, блоки или секции, размер которых позволяет осуществлять их внутриобъектную транспортировку и погрузочно-разгрузочные работы. Монтаж укрупненных блоков может осуществляться параллельно и/или последовательно в зависимости от общей протяженности трубопровода.

После выполнения предварительного монтажа трубопроводных систем и коммуникаций проводится их продувка воздухом и проверка на прочность. Окончательные испытания осуществляются уже после окончания всех строительно-монтажных работ.

Каждый этап работы проверяется на соответствие проекту привязки и монтажным чертежам, а также проводится геодезический контроль, так как от этого зависит безопасная эксплуатация трубопроводных инженерных систем на протяжении всего срока службы.

Нормативная база для монтажа наземных и подземных технологических трубопроводов и внешних инженерных коммуникаций*

  • СП 393.1325800.2018 «Трубопроводы магистральные и промысловые для нефти и газа. Организация строительного производства»
  • СП 284.1325800.2016 «Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ»
  • СП 86.13330.2014 «Магистральные трубопроводы (пересмотр актуализированного СНиП III-42-80* «Магистральные трубопроводы» (СП 86.13330.2012)) (с Изменениями № 1, 2)»
  • ГОСТ 9.602-2016 «Единая система защиты от коррозии и старения (ЕСЗКС). Сооружения подземные. Общие требования к защите от коррозии»
  • ГОСТ Р 51164-98 «Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии»
  • Правила промышленной безопасности опасных производственных объектов, на которых используется оборудование, работающее под избыточным давлением
  • ВСН 004-88 «Строительство магистральных трубопроводов. Технология и организация»
  • ВСН 005-88 «Строительство промысловых стальных трубопроводов. Технология и организация»
  • ВСН 009-88/Миннефтегазстрой «Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Средства и установки электрохимзащиты»
  • СП 45.13330.2017 «Земляные сооружения, основания и фундаменты. Актуализированная редакция СНиП 3.02.01-87 (с Изменениями № 1, 2)»
  • СП 126.13330.2017 «Геодезические работы в строительстве»

1. Промысловые трубопроводы

  • КЛАССИФИКАЦИЯ ПРОМЫСЛОВЫХ ТРУБОПРОВОДОВ
  • Промысловые трубопроводы — это
    капитальные инженерные сооружения,
    рассчитанные на длительный срок
    эксплуатации и предназначенные для
    бесперебойной транспортировки природного
    газа, нефти, нефтепродуктов, воды и их
    смесей от мест их добычи (начальная
    точка трубопровода до установок
    комплексной подготовки и далее к местам
    врезки в магистральный трубопровод или
    для подачи на другой вид транспорта —
    железнодорожный, речной, морской.
  • Основной составляющей промыслового
    трубопровода является линейная часть
    — непрерывная нить, сваренная из
    отдельных труб или секций и уложенная
    в траншею тем или иным способом.

Линейная часть трубопровода прокладывается
в разнообразных топографических,
геологических, гидрогеологических и
климатических условиях. Вдоль трассы
трубопроводов встречаются участки с
грунтами малой несущей способности, а
также болотистые участки, участки
многолетнемерзлых и скальных грунтов
и др. Кроме того, трубопроводы пересекают
значительное число естественных и
искусственных препятствий (реки, озера,
железные и шоссейные дороги), требующих
соответствующих конструктивных решений,
которые обусловлили бы как надежную
работу трубопровода, так и беспрепятственную
эксплуатацию пересекаемых искусственных
сооружений по их прямому назначению.

В настоящее время существуют следующие
принципиально различные конструктивные
схемы прокладки промысловых трубопроводов:
подземная, наземная и надземная, а также
редко используемая прокладка в каналах
и коллекторах. Выбор той или иной схемы
прокладки (определяется условиями
строительства и окончательно принимается
на основании технико-экономического
сравнения различных вариантов

При подземной и наземной прокладке
трубопроводы обычно засыпают минеральным
грунтом.

Специально обработанные грунты
при засыпке трубопроводов применяют с
целью: предотвращения смерзания изоляции
с грунтом; обеспечения устойчивости
трубопровода против всплытия на участках
с высоким уровнем грунтовых вод; деаэрации
электролита почвы; нейтрализации грунта
кислотами или щелочами; уменьшения
опасности биокоррозии путем обработки
различными химикатами; замены грунта
на менее кор-розионноагрессивный;
теплоизоляции трубопровода и обеспечения
гидрофобизации.

Обеспечение устойчивости трубопровода
закрепленными, гид-рофобизированными
грунтами не является универсальным
способом, однако за счет своих достоинств
— невысокой стоимости, возможности
использования для приготовления
грунтово-вяжущей смеси обычных минеральных
грунтов — он предоставляет проектировщикам
и строителям трубопроводов дополнительные
возможности по выбору оптимального
способа балластировки, увеличивает
число возможных вариантов, что в конечном
итоге сказывается на темпах и стоимости
строительства [35, 140].

Закрепление трубопровода грунтом
производят отдельными перемычками или
сплошным слоем, размеры которых определяют
при помощи соответствующих расчетов с
учетом диаметра трубопровода,
физико-механических свойств грунта,
размеров траншеи. Предпочтительнее
использовать сплошной слой закрепленного
грунта.

При закреплении грунтов в него добавляют
вяжущее вещество для трубопроводов ВМТ
летней и зимней модификации, представляющее
собой остаток термического крекинга
гудрона нефти с легким газойлем коксования
и нефтяным битумом, выпускаемым по ТУ
0258-001 -02080196 — 2000.

Целью деаэрации электролита почвы
является снижение концентрации
растворенного кислорода воздуха как
агрессивного реагента, участвующего в
катодной и анодной реакциях и значительно
увеличивающего скорость коррозии
металла.

Уменьшение опасности биокоррозии
достигают путем добавления в засыпаемый
грунт различных ядохимикатов, например
извести, являющейся наиболее дешевым
материалом. Высокое значение рН
препятствует росту сульфатвосстанавливающих
бактерий. Поэтому используют специальные
засыпки, создающие высокое значение рН
вокруг трубы.

Гидрофобизация грунтов применяется
для защиты изоляции трубопроводов от
механических повреждений, вредного
воздействия окружающей среды и приводит
к замедлению процесса ее старения. Под
термином «гидрофобизированные»
подразумеваются грунты, обработанные
вяжущими продуктами и имеющие повышенную
водостойкость, водонепроницаемость,
низкую коррозионную активность и
газопроницаемость

Замену грунта на менее агрессивный
осуществляют с целью уменьшения
коррозионной активности грунта, т. е.
улучшения его физико-механических
свойств. С этой целью проводят нейтрализацию
грунта кислотами и щелочами.

Наземные схемы прокладки преимущественно
используются в сильно обводненных и
заболоченных районах при высоком уровне
грунтовых вод и очень малой несущей
способности верхнего слоя грунта, на
солончаковых грунтах, при наличии
подстилающих скальных пород, а также
при пересечении с другими коммуникациями.

При наземной прокладке верхняя образующая
трубопровода располагается выше отметок
дневной поверхности, а нижняя образующая
— ниже, на уровне или выше дневной
поверхности.

Для уменьшения объема
насыпи и увеличения устойчивости
трубопровода в горизонтальной плоскости
(особенно на криволинейных участках)
рекомендуется проектировать прокладку
трубопровода в неглубокую траншею
глубиной 0,4 — 0,8 м с последующим сооружением
насыпи необходимых размеров.

При всех
ее преимуществах недостатком является
слабая устойчивость грунта насыпи и
необходимость устройства большого
числа водопропускных сооружений.

Надземную прокладку трубопроводов или
их отдельных участков [144, 193, 200] рекомендуется применять в пустынных и
горных районах, в болотистых местностях,
в районах горных выработок, оползней и
в районах распространения многолетней
мерзлоты, а также на переходах через
естественные и искусственные препятствия.

При надземной прокладке сводится к
минимуму объем земляных работ, отпадает
необходимость в дорогостоящей пригрузке
и в устройстве защиты от почвенной
коррозии и блуждающих токов.

Однако
надземная прокладка имеет недостатки:
загроможден-ность территории, необходимость
устройства опор, специальных проездов
для техники и миграции животных и
значительную подерженность трубопровода
суточным и сезонным колебаниям
температуры, что требует принятия
специальных мер.

  1. В каналах и коллекторах прокладывают
    водоводы, теплопроводы, трубопроводы
    для перекачки высоковязких и застывающих
    нефтей, в том числе с путевым подогревом,
    а также трубопроводы в вечномерзлых
    грунтах. Для сокращения тепловых потерь
    стенки каналов изготавливают из
    теплоизоляционных материалов
  2. Приведем классификацию промысловых
    трубопроводов:
  3. По виду перекачиваемого продукта:
  4. нефтепроводы;
  5. газопроводы;
  6. нефтегазопроводы;
  7. метанолопроводы;
  8. конденсатопроводы;
  9. ингибиторопроводы;
  10. водопроводы;
  11. паропроводы;
  12. канализационные.
  13. По назначению:
  14. самотечные;
  15. напорные;
  16. смешанные.
  17. По рабочему давлению:
  18. низкого (до 0,6 МПа);
  19. среднего (до 1,6 МПа);
  20. высокого (свыше 1,6 МПа) давления.
  21. По способу прокладки:
  22. подземные;
  23. наземные;
  24. надземные;
  25. подводные.
  26. По функции:
  27. выкидные (от устьев скважин до групповой
    установки);
  28. сборные коллекторы (принимающие продукцию
    от нескольких трубопроводов);
  29. товарные (транспортирующие товарную
    продукцию).
  30. По способу изготовления:
  31. сварные;
  32. сборные.
  33. По форме расположения:
  34. линейные (сборный коллектор представляет
    собой одну линию);
  35. кольцевые (сборный коллектор представляет
    собой замкнутую кольцевую линию);
  36. лучевые (сборные коллекторы сходятся
    лучами к одному пункт
  37. По материалу:
  38. стальные;
  39. чугунные;
  40. полимерные;
  41. стеклопласгиковые;
  42. полимерметаллические;
  43. комбинированные.
  44. По изоляционным покрытиям:
  45. внешняя;
  46. внутренняя;
  47. без изоляции.
  48. На нефтяных месторождениях наиболее
    распространены трубопроводы диаметром
    от 75 до 350 мм, на газовых месторождениях
    используются трубопроводы диаметром
    до 1420 мм.
  49. Состав промысловых трубопроводов
  50. На нефтяных месторождениях применяют
    такие виды трубопроводов, как [171, 200]:
  51. выкидные — прокладывают от нефтяных
    скважин, за исключением участков,
    расположенных на кустовых площадках
    скважин (на кустах скважин), для
    транспортировки продуктов скважин до
    замерных установок;
  52. нефтегазосборные — для транспортировки
    продукции нефтяных скважин от замерных
    установок до пунктов первой ступени
    сепарации нефти (нефтегазопроводы);
  53. газопроводы для транспортировки
    нефтяного газа от установок сепарации
    нефти до установки комплексной подготовки
    газа, установки предварительной
    подготовки газа или до потребителей;
  54. нефтепроводы для транспортировки
    газонасыщенной или разгазированной
    обводненной или безводной нефти от
    пункта сбора нефти и дожимной компрессорной
    станции до центрального пункта сбора;
  55. газопроводы для транспортировки газа
    к эксплуатационным скважинам при
    газлифтном способе добычи;
  56. газопроводы для подачи газа в продуктивные
    пласты с целью увеличения нефтеотдачи;
  57. трубопроводы систем заводнения нефтяных
    пластов и систем захоронения пластовых
    и сточных вод в глубокие поглощающие
    горизонты;
  58. нефтепроводы для транспортировки
    товарной нефти от центрального пункта
    сбора до сооружения магистрального
    транспорта;
  59. газопроводы для транспортировки газа
    от центрального пункта сбора до сооружения
    магистрального транспорта газа;
  60. ингибиторопроводы для подачи ингибиторов
    к скважинам
Читайте также:  Виды промышленных сварочных аппаратов

Промысловые сборные трубопроводы. Классификация трубопроводов

Трубопроводы системы сбора и подготовки нефти и газа предназначены для транспортировки продукции скважин от их устья до сдачи ее товарно-транспортным организациям, а также для перемещения ее в технологических установках, а трубопроводы системы ППД — для подачи сточных вод от установок подготовки воды (УПВ) до нагнетательных скважин.

Основной частью трубопроводов являются трубы, изготавливаемые из сталей различных марок. При выборе материала труб для строительства трубопроводов следует учитывать температуру и давление транспортируемой среды, а также коррозионную стойкость выбранного материала в данной среде.

В последние годы применяют трубы, гуммированные эбонитом или полимерами. Соединения труб бывают разъемными и неразъемными. Разъемные соединения могут быть фланцевыми, резьбовыми и раструбными; неразъемные соединяются сваркой, пайкой и склеиванием.

Для герметизации фланцевых соединений используют прокладочные материалы, которые должны обладать эластичностью, достаточной прочностью, стойкостью к агрессивным средам, способностью сохранять прочность в определенных пределах температур.

В фланцевых соединениях в качестве прокладки применяются следующие материалы: сталь, алюминий, паронит, картон, асбест, резина и другие. Трубы соединяют между собой и с устройствами, необходимыми для управления потоками транспортируемой среды, – так называемой арматурой.

Для перекрытия потока в трубе применяют запорную арматуру; для регулирования расхода (или давления) — регулирующую. Кроме того, к трубопроводной арматуре относят предохранительные и перепускные клапаны, обратные клапаны, спускные краны, фланцы и тд.

  • Трубопроводы нефтегазовых промыслов классифицируются на следующие категории:
  • 1 По назначению: выкидные линии, транспортирующие продукцию скважин от ее устья до автоматизированных групповых замерных установок (АГЗУ); нефтегазосборные коллекторы, расположенные от АГЗУ до ДНС; нефтегазосборные коллекторы, расположенные от ДНС до центрального пункта сбора; газосборные коллекторы, транспортирующие газ от пункта сепарации до компрессорной станции.
  • 2 По величине напора: высоконапорные (до 6,4 МПа ); средненапорные (до 1,6 МПа); низконапорные (до 0,6 МПа); безнапорные (самотечные).
  • 3 По типу укладки: подземные; наземные; подвесные; подводные.
  • 4 По гидравлической схеме: простые, не имеющие ответвлений; сложные, имеющие ответвления, к которым также относятся замкнутые (кольцевые).
  • 5 По характеру заполнения сечения: трубопроводы с полным заполнением сечения трубы жидкостью; с неполным заполнением.

Полное заполнение обычно бывает в напорных трубопроводах, транспортирующих товарную нефть, и реже в выкидных линиях, где имеет место высокое давление, под действием которого имеющиеся в составе нефти газовые компоненты находятся в растворенном состоянии или их слишком мало. А неполное заполнение может быть как в напорных, так и безнапорных трубопроводах.

Трубопроводы, по которым подается вода в нагнетательные скважины целью поддержания пластового давления, подразделяются: на подводящие, прокладываемые от установок подготовки воды (УПВ) до кустовой насосной станции (КНС); разводящие, прокладываемые от КНС до скважин.

Диаметры всех типов трубопроводов определяются гидравлическими расчетами, толщина стенок – прочностными расчетами.

Особые требования предъявляются к строительству трубопроводов газовых и газоконденсатных промыслов. Это связано с обстоятельствами, вызывающими коррозию трубопровода: газ транспортируется под большим давлением и с большей скоростью; газ зачастую содержит больше сероводорода и углекислого газа, чем нефть.

  1. Промысло́вый нефтепрово́д — единая система трубопроводов, используемая для транспортировки продукта добычи от скважины к центральному пункту сбора нефти (ЦСП).
  2.                    Трубопроводы, транспортирующие продукцию скважин на площадях нефтяных месторождений, подразделяются на следуюшие основные категории:
  3. 1) по назначению- нефтепроводы, газопроводы, нефтегазопроводы, нефтегазоводопроводы и вдопроводы;
  4. 2) по характеру напоров — напорные и безнапорные;
  5. 3) по величине рабочего давления — высокого 64*10^5 Па, среднего 16*10^5 Па и низкого 6*10^5 Па давления;
  6. 4) по способу прокладки — подземные, наземные и подводные;
  7. 5) по функции -а) выкидные линии, идущие от устья скважины до групповой замерной установки, б) нефтяные, газовые, водяные и нефтегазоводяные сборные коллекторы; в) товарные нефтепроводы;
  8. 6) по гидравлической схеме работы- простые трубопроводы, не имеющие ответвлений, и сложное трубопроводы, имеющие ответвления, к которым относят также замкнутые (кольцевые) трубопроводы.
  9.                    Трубопроводы, транспортирующие воду к нагнетательным скважинам с целью поддержания пластового давления, подразделяются на:
  10. а) магистральные водопроводы, начинающиеся у насосных станций второго подъема;
  11. б) подводящие водопроводы, прокладываемые от магистральных водопроводов до кустовых насосных станций (КНС);
  12. в) разводящие водоводы, прокладываемые от КНС до нагнетательных скважин.
  13.                    Все трубопроводы по характеру напора подразделяется на 2 группы: трубопроводы с полным заполнением трубы жидкостью и трубопроводы с неполным заполнением сечения трубы жидкостью.
  14.                    Трубопроводы с полным заполннием сечения трубы жидкостью называются напорными, а трубопроводы с неполным заполнением сечения могуть быть напорными, так и безнапорными.

                   Выкидные линии и нефтесборные коллекторы обычно работают с неполным заполнением сечения трубы нефтью, т.е. часть сечения выкидных линий или коллектора занята газом, выделившимся или в процессе движения нефти по ним, или увлечения нефтью из сепараторов в связи с плохой их работой.

                   Так же подразделяют трубопроводы на напорные и свободо-самотечные.

                   В самотечных нефтепроводах нефть движется под движением гравитационных сил, обусловленных разностью вертикальных отметок в начале и в конце нефтепровода. Если при этом в нефтепровое нефть т газ движутся раздельно, то такой нефтепровод называют свободно-самотечным или безнапорными, а при отсутствии газовой фаза- напорно-самотечные.

                   Движение нети и ее примесей по выкидным линиям до ГЗУ осуществляется за счет давления на устьях скважин. Выкидные линии в зависимости от дебита скважин принимаются диаметром от 75 до 150 мм и прокладываются под землей. Протяженность выкидных линий определяется технико-экономическими расчетами и может достигнуть 4 км и более.

  •                    От ГЗУ, к которой подводится по выкидным линиям продукция от 14 до 56 скважин ( по числу Спутников, определяемых технико-эконмическими расчетами), до ДНС или установки подготовки нефти (УПН) обычно прокладываются сборный коллектор диаметром от 100 до 350 мм и протяженностью 10 км и более.
  • Принцыпы проектирования промысловых трубопроводов.
  •                    При сос тавлении поекта обустройства площади нефтяного месторождения прежде всего руководствуются расположением скважин, предусмотренным проектом разработки данного месторождения, и дебит
  • этих скважин.

                   Трассой трубопровода является линия, определяющая положение трубпровода на местности.Это линия, нанесенная на карту или план местности, называется планом трассы.

  1.                    Проектирование трубопровода на площади месторождения сводится к решению следующих задач:
  2. 1) выбор рациональных длин и диаметров выкидных линий и сборных коллекторов, отвечающих минимум расхода металла, затрат на их строительство и эксплуатационных издержек;
  3. 2) гидравлический, тепловой и механический расчет трубопроводов, транспортирующих как однофазную, так и многофазную жидкость (нефть, газ, вода)
  4. 3) выбор трассы трубопроводов
  5. 4) составление продольных профилей , характеризующих вертикальное положение трубопроводов.
  6.                    При проектирование систем сбора для парафинистых нефтей особое внимание следует обращать на тепловые расчеты трубопроводов, так как этими расчетами определяется необходимое число печений для подогрева нефтит и затраты на их сооружение.

Магистральные трубопроводы. Классификация магистральных трубопроводов

Магистральные трубопроводы — это сооружения, которые осуществляют транспортировку нефти, нефтепродуктов, воды, газов и прочих веществ с производства или места добычи к конечной точке применения. К магистральным трубопроводам относятся основные трубы и их ответвления. Подобные сооружения имеют классификацию и делятся, согласно ей, на множество типов.

Магистральные трубопроводы транспортируют жидкости и газы как в пределах небольших районов, так и на огромные расстояния

Назначение магистрального газопровода

Под магистральным газопроводом понимается трубопровод, сконструированный для доставки газа из района месторождения или обработки к месту потребления, или система труб, связывающая между собой отдельные месторождения газа. Он относится к Единой системе газоснабжения России и является одним из ключевых элементов системы транспортировки газа.

Читайте также:  Ручная машинка для чистки канализационных труб

  Характеристики и особенности конической резьбы

  • Трубопровод, подсоединенный к магистральному газопроводу и предназначенный для передачи части газа к конкретным населенным пунктам или предприятиям, называется ответвлением.
  • По такому газопроводу может транспортироваться природный или попутный нефтяной углеводородный газ (из месторождений) или сжиженные углеводородные газы (из мест производства).
  • Магистральные трубопроводы могут быть:
  • однониточными, т. е. с трубами равного диаметра на всей протяженности системы;
  • многониточными, представляющими собой систему, где параллельно главной ветке расположены еще несколько;
  • телескопическими т. е. на протяжении от головных сооружений до конечной газораспределительной станции диаметр труб меняется.

Диаметр труб газопровода составляет от 720 мм до 1420 мм. Пропускная способность газопровода равна 30–35 млрд куб. м газа в год.

По способу прокладки существуют системы:

Классификация газопроводов

  • подземные (с расстоянием 0,8–1 м до главной пропускной трубы);
  • надземные (т. е. трубы устанавливаются на опорах);
  • наземные (т. е. в насыпных дамбах).

Если газ требуется доставить с мест подводной добычи на берег, то сооружаются подводные газопроводы.

За управление российскими магистральными газопроводными системами обычно отвечает государственная компания. Она обязана осуществлять проверку состояния труб, нанимать рабочих и следить за повышением их квалификации.

Для чего они нужны?

Перевозка нефтепродуктов водным и железнодорожным транспортом на дальние расстояния сопряжена с определенным риском и большими затратами. Магистральные трубопроводы упрощают транспортировку сырья из регионов, где его добывают, до мест конечного потребления. Трубопроводный транспорт:

  • обеспечивают дальность перекачки, почти бесперебойную работу во время всей эксплуатации;
  • работает в разных климатических условиях – может быть проложен через любые регионы.

Возведение трубопроводов из года в год подвергается механизации строительно-монтажных работ. Это упрощает процесс строительства, снижает стоимость транспортировки сырья.

Основные сооружения, входящие в комплекс магистрального газопровода

Согласно СНиП, магистральный газопровод включает в себя трубопровод и все ответвления с диаметром труб не более 1420 мм. Избыточное давление передаваемого газа не должно превышать 10 МПа.

В состав газопроводного комплекса входят следующие объекты:

Состав сооружений магистрального газопровода

  • газовая скважина со «шлейфом»;
  • газосборный пункт;
  • газопромысловый коллектор;
  • очистительные сооружения;
  • газокомпрессорная станция;
  • магистральный газопровод;
  • запорные устройства;
  • переходная компрессорная станция;
  • переходы;
  • линия связи;
  • запасной набор труб;
  • вдольтрассовая дорога с подъездами;
  • газораспределительные станции;
  • отводы;
  • защитные сооружения;
  • лупинг;
  • городские газовые сети.

Лупинг – это трубы, укладка которых осуществляется параллельно основному трубопроводу. Лупинги сооружаются, если нужно повысить производительность трубопровода. Их месторасположения не имеет значения.

Лупинг газопровода

  Монтаж гибкой подводки своими руками

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.

Производительность магистральных газопроводов

Газопроводы в России

Под производительностью газопровода понимается количество газа, которое транспортируется по его трубам за год.

Российские газопроводы отличаются по производительности. Значение зависит от топливно-энергетического баланса зоны, где панируется укладка труб. Из-за колебаний температуры в течение года используется разное количество газа, поэтому фактическая производительность обычно имеет меньшее значение, чем вычисленная.

Чтобы значительно повысить производительность магистрального трубопровода, на компрессорных станциях устанавливаются центробежные нагнетатели, работающие благодаря газовым турбинам или электрическим моторам.

Чтобы выбрать систему автоматического регулирования производительности трубопровода, нужно изучить неустановившиеся процессы в системах, которые отвечают за дальнюю передачу газа. Переходные процессы в газопроводах не должны проходить бесконтрольно. При установке системы автоматического контроля данные процессы, как правило, характеризуются затуханием.

При расчете процессов контроля магистральных газопроводных систем, необходимо принимать во внимание инерционные процессы, вызванные перемещением газового потока по трубам, и малоинерционные процессы, возникающие под влиянием масс динамических частей компрессионных установок.

Требования к трубам в нефтегазовой отрасли

Для магистральных нефтегазопроводов в основном применяются сварные трубы из стали. В качестве межгосударственного стандарта принят ГОСТ 31447-2012 «Трубы стальные сварные для магистральных газопроводов, нефтепроводов и нефтепродуктопроводов». На 2021 год, эти нормы утверждены шестью странами (Азербайджаном, Беларусью, Казахстаном, Киргизией, Россией и Узбекистаном)

Для стальных газонефтепроводных труб с продольным и спиральным швом диаметром от 114 до 1420мм, предназначенных для транспортировки природного газа, нефти и нефтепродуктов, нормативом утверждены повышенные требования к надежности и качеству изготовления. Условия распространяются на трубы, предназначенные для систем функционирующих климатических зонах с температурой окружающей среды до минус 60°С и рабочим давлением до 9,8МПа.

Основные типы

  • Тип 1 — сваренные методом высокочастотной сварки, с одним продольным швом, диаметром от 114 до 530 мм;
  • 2 тип — сваренные методом дуговой сварки под флюсом, спиральным швом, диаметром от 159 до 1420мм;
  • Тип 3 — сваренные методом дуговой сварки под флюсом, с одним или двумя продольными швами, диаметром от 530 до 1420мм.

Без дополнительного согласования между производителем и покупателем, трубы изготавливаются немерной длины в диапазоне от 10.5 до 12 м.

Установлены предельные отклонения при производстве, в том числе:

  • по номинальной толщине стенки 5%,
  • профиля трубы от окружности не должно превышать 0.15%,
  • кривизна не более 1.5 мм на 1 погонный метр.
  • допуск на овальность для разного типа труб.

Методы контроля качества сварных стальных труб

Для проведения контрольных мероприятий, из готовой партии труб отбирают образцы и пробы. Технологические и механические проверки проводят по ГОСТ 30432-96.

Для контроля соответствия труб заданным требованиям проводят испытания на:

  • растяжение основного металла,
  • ударный изгиб основного металла,
  • растяжение сварного шва,
  • ударный изгиб сварного шва,
  • сплющивание кольцевых образцов,
  • статический загиб.

Для 20% труб в каждой партии проводят гидроиспытания, качество поверхности определяют визуально.

Маркировка, упаковка, транспортирование и хранение

На каждую трубу несмываемой краской или клеймом наносят маркировку, содержащую:

  • Наименование предприятия или товарный знак производителя;
  • Марку стали;
  • Номер трубы и клеймо ОТК;
  • Год изготовления.

По согласованию между производителем и покупателем может наносится дополнительная маркировка.

Техника безопасности при эксплуатации магистрального газопровода

Соблюдайте правила техники безопасности на участках где происходит установка магистрального газопровода

Магистральный трубопровод – это потенциально опасное сооружение, использовать которое можно только в соответствии со специальными инструкциями, регламентирующими строительство и эксплуатацию магистральных газопроводов.

За работой газопровода обязаны следить промышленные организации, использующие его. Они также должны завести специальный паспорт в двух экземплярах. К ним прилагается схема, на которую нанесены все трубопроводные детали, указан их тип, фирма-производитель, материал, установленная арматура.

Периодичность обхода или облета всей территории сооружения устанавливается в зависимости от нормативов обслуживания. В случае стихийного бедствия, которое могло повредить трубы, должен быть проведен внеочередной осмотр. Обследование переходов трубопровода через автомобильные дороги проводится ежегодно.

Проектирование магистральных каналов

На этапе создания проекта разрабатывается комплекс технических документов, в котором описываются расчетные параметры, схемы, чертежи и общий план устройства трубопроводного транспорта. Также проводится исследование местности для прокладки канала. Оцениваются геодезические, геологические и экологические условия, а также экономические данные, обосновывающие проект.

Основу документации формируют сведения о характеристиках магистрального трубопровода – это может быть информация о пропускной способности, давлении, количестве переходных станций и ответвлений. Учитывают инженеры и эксплуатационную перспективу инфраструктуры.

От нее будет зависеть возможность будущей модернизации, переориентирования или расширения сети в соответствии с новыми условиями ее использования.

Классификация газопроводов по давлению

Согласно СНиП 2.05.06-85 по рабочему давлению в трубах газопроводы делятся на три группы:

Классификация магистральных газопроводов

  • І класса – с уровнем давления в диапазоне между 2,5 МПа и 10 МПа;
  • ІІ класса – уровень давления находится в промежутке от 1,2 МПа до 2,5 МПа;
  • ІІІ класса – с низким давлением до 1,2 МПа.

Системы третьего класса не являются магистральными. К этой категории относятся внутрипромышленные, внутрицеховые, подводящие трубопроводы, а также внутридомовые и внешние газопроводы в городах, деревнях и других поселениях.

Трубы магистральных трубопроводов

Материал для труб выбирают, опираясь на климат эксплуатации, агрессивность среды и давление в системе.

  1. Сталь. Для производства арматуры используют марки стали:
  • углеродистые;
  • низколегированные;
  • легированные;
  • высоколегированные;
  • нержавеющие.

Стальные детали выдерживают высокое внутреннее давление, легко свариваются, устойчивы к большому диапазону температур, применяются даже в северных регионах страны. Рабочее давление определяется методом производства. По этому критерию трубы: бесшовные, с продольным или спиральным швом.

  • Чугун. Чугунная арматура долговечна, невосприимчива к коррозии, в том числе от блуждающих токов. Материал используют для подземных магистралей в условиях большой нагрузки на грунт. Покрытие внутренней поверхности труб цементно-песчаным составом сокращает образования отложений. Хрупкость чугуна, однако, ограничивает его применение низконапорными коммуникациями водоснабжения и водоотведения.
  • Полимеры – поливинилхлорид (ПВХ), полиэтилен (ПЭ), полипропилен (ПП), стеклопластик. Пластиковые детали обладают достаточной гибкостью, которая компенсирует сдвиги грунта, тепловые расширения материала. Полимеры инертны к рабочим веществам, коррозионным поражениям, отличаются большим сроком службы. Сфера применения – водо-, газоснабжение, тепловые сети.
  • Асбестоцемент, хризотилцемент, бетон.
Ссылка на основную публикацию
Adblock
detector