Какое давление в нефтяных трубах

 Энциклопедия технологий

Нефть, добываемую на промыслах из-под Земли, никогда сразу не закачивают в нефтепровод.

Часто ее называют даже не нефтью, а лишь продукцией нефтяных скважин, поскольку эта «продукция» содержит твердые частицы породы, пластовую воду, газ, выделившийся из жидкости, соли, серу и другие примеси и вещества.

Присутствие этих примесей в потоке жидкости в трубопроводе быстро вывело бы его из строя, поэтому нефть из резервуаров сборных пунктов нефтяных промыслов направляют сначала в специальные установки подготовки нефти к транспорту (аббревиатура «УПН»).

В установках подготовки нефти к транспорту из нефти сначала отбираются и отводятся в специальные резервуары крупные скопления газа. Затем такая нефть проходит через гравитационные сепараторы, в которых она очищается от механических примесей и от более мелких газовых включений.

Очистку нефти от механических примесей чаще всего производят путем резкого уменьшения скорости течения нефти в вертикальных трубах, имеющих большой диаметр. В результате уменьшения скорости нефти более тяжелые частицы механических примесей под действием силы тяжести оседают вниз, а пузырьки газа всплывают вверх. Далее очищенную нефть обессоливают.

Для этого ее сначала смешивают с пресной водой, вбирающей в себя соли, а затем обезвоживают путем использования серии специальных процессов (термических, электрических, физико-химических и т.п.).

И только затем нефть, очищенную от механических примесей, газа, воды, солей и серы через узлы учета подают в резервуары головной нефтеперекачивающей станции для дальнейшей транспортировки по нефтепроводу.

Какое давление в нефтяных трубах

Нефтеперекачивающие станции предназначены для создания в трубопроводе давления, необходимого для транспортировки нефти с заданной скоростью. Назначение каждой станции — забрать нефть из области низкого давления (перед станцией) и принудительным образом перевести в область высокого давления (после станции). Эту работу выполняют устройства НПС, называемые насосами.

Естественно, сделать это можно, только расходуя энергию внешних источников (например, электроэнергию, приводящую в действие насосы). На рис. 3 показаны головная нефтеперекачивающую станцию (аббревиатура «ГНПС»), находящаяся в начале нефтепровода, и промежуточные нефтеперекачивающие станции (аббревиатура «ППС»), расставленные по трассе нефтепровода через определенные промежутки.

Дистанции между последовательными НПС определяются расходом нефти (т.е. количеством нефти, прокачиваемой в единицу времени), ее физическими свойствами, прежде всего, вязкостью, диаметром нефтепровода, профилем трубопровода, характеристиками используемых насосов и рядом других факторов.

В общем случае можно сказать, что создаваемого НПС давления должно хватить для транспортировки нефти с заданным расходом до следующей НПС.

Промежуточные НПС повышают давление в потоке транспортируемой нефти, поступающей с предыдущих участков, делая его достаточным для продвижения нефти до следующей НПС. И так до конечного пункта всего нефтепровода.

Заканчивается нефтепровод резервуарным парком нефтеперерабатывающего завода (аббревиатура «НПЗ») или крупной перевалочной нефтебазой, из которой происходит перевалка (отгрузка) нефти на железную дорогу или ее налив в танки речных или морских судов. Этими судами нефть отправляется либо на другие НПЗ, либо на экспорт.

Объекты, входящие в состав головных и промежуточных нефтеперекачивающих станций можно условно подразделить на две группы: первую — объекты основного (технологического) назначения, и вторую — объекты вспомогательного и подсобно-хозяйственного назначения.

К объектам первой группы относятся: резервуарный парк (аббревиатура «РП»), подпорная насосная, узел учета нефти с фильтрами-грязеуловителями, магистральная насосная, узел регулирования давления и узлы с предохранительными устройствами, камеры пуска и приема очистных устройств, технологические трубопроводы с запорной арматурой (задвижками). К объектам второй группы относятся: понижающая трансформаторная, комплекс водоснабжения, сооружения отводу промышленных и бытовых стоков, инженерно-лабораторный корпус, узел связи, механические и ремонтные мастерские, пожарное депо, гараж, складские помещения и т.п.

На головных нефтеперекачивающих станциях осуществляются следующие технологические операции: прием и учет нефти, краткосрочное хранение нефти в резервуарах, внутристанционные перекачки (из резервуара в резервуар), закачка нефти в магистральный нефтепровод, пуск в трубопровод средств очистки и диагностики (аббревиатура «СОД»).

Промежуточные нефтеперекачивающие станции осуществляют повышение давления в потоке нефти от давления всасывания на входе в НПС до давления нагнетания на выходе из нее с целью дальнейшей перекачки. При работе ППС в режиме «из насоса — в насос» (т.е.

 в режиме, при котором конец предыдущего участка нефтепровода подключен непосредственно к линии всасывания насосов следующей НПС) промежуточные нефтеперекачивающие станции не имеют резервуарных парков; в других случаях, когда перекачка ведется через резервуары, такие парки на ППС имеются.

На ППС устанавливают также системы регулирования давления и системы защиты трубопровода от гидравлических ударов (т.е. от скачкообразных повышений давления в результате резкого торможения или ускорения столба жидкости).

Как правило, магистральные нефтепроводы разбивают на технологические или эксплуатационные участки с протяженностью 400-600 км. Каждый такой участок состоит из 3-5 перегонов, разделяемых НПС, работающими в режиме «из насоса — в насос».

Иными словами, все перегоны технологического участка гидравлически связаны друг с другом (авария на каком-либо одном перегоне нефтепровода влечет за собой остановку всего участка).

В то же время соседние технологические участки соединяют друг с другом через резервуарные парки, так что в течение некоторого времени каждый эксплуатационный участок может работать независимо от других, закачивая нефть в трубопровод за счет запасов, имеющихся в его резервуарном парке. Это повышает надежность работы всего нефтепровода в целом.

Напорный трубопровод (НТ), магистральный нефтепровод, газопровод (МНП, МГП)

Напорный трубопровод (НТ) – комплекс сооружений для транспортирования газообразных, жидких материалов

Напорный трубопровод (НТ) – комплекс сооружений для транспортирования газообразных, жидких материалов или их смесей при внутреннем абсолютном давлении в трубе более 0,1 МПa. Технологический трубопровод – это НТ:

  • соединяющий отдельные виды оборудования (внутри промысла, внутри объектов инфраструктуры);
  • транспортирующие продукты между цехами или промысловыми объектами.

Магистральный трубопровод – это НТ:

  • транспортирующие продукты из pайонов их добычи, производства или хранения до мест переработки или потребления (нефтебазы, перевалочные базы, газохранилища, газораспределительные станции населенных пунктов и др).

Пo величине внутреннего давления трубопроводы подразделяют:

  • НТ низкого давления (0,1-10 МПa) ;
  • НТ высокого давления (св. 10 МПa).

По способу прокладки НТ подразделяют:

  • подземные,
  •  наземные, 
  • надземные,
  • подводные.

Оборудование НТ:

  • плотно соединенные трубы, 
  • детали трубопроводов (тройников, фланцев, переходов), 
  • запорная и регулирующая арматура (задвижек, вентилей, кранов, предохранительных клапанов),
  • другого оборудования.

НТ бывают прямоугольного, трапецеидального, круглого, овального и др. сечений. НТ изготовляют из углеродистых и легированных сталей, цветных металлов и их сплавов. B специальных случаях, например, для повышения коррозионной стойкости (для стальных) или непроницаемости НТ применяют внутреннее покрытие стенок полимерами, стеклопластиками, эмалями, полиэтиленом и др. НТ могут эксплуатироваться при температурах ниже -150°C и выше 1200°C и давлении более 245 МПa.

Для сборки НТ используют соединения:

  • неразъёмные (сварные, клапанные, клеевые и паяные);
  • разъёмные (фланцевые, муфтовые, резьбовые, ниппельные или штуцерные).

Для защиты НТ от температурных, деформаций применяют Компенсаторы или используют упругие свойства трубопровода, прокладывая его c самокомпенсирующимися участками. Прежде чем приступить к реализации планов строительства новых трубопроводов, необходимо обеспечить полосу отвода земли от частных и государственных землевладельцев, за которые трубопроводные компании обычно будут платить.  Полоса отвода – это сервитуты, которые должны быть согласованы и подписаны как землевладельцем, так и трубопроводной компанией, и позволяют операторам трубопроводов приступить к установке и обслуживанию трубопроводов на этом участке.  Операторы трубопроводов могут получить право землеотвода путем покупки собственности или в судебном порядке. 

Отвод земли может быть постоянным или временным и требует одобрения госрегулятором.

Магистральный нефтепровод (МНП)

Давление и принуждение: как работает нефтепровод?

Побрызгаться духами — привычное дело. Обывателю не важно, как это работает. Давление в сосуде, выброс жидкости, её распыление — все остается за кадром.

Но нефтяники сталкиваются с подобным процессом ежедневно, только думают они далеко не о духах, а о том, как заставить нефть двигаться в трубах. Ведь даже просто придать ей движение — задача не из легких.

Как это происходит, почему нефтяные магистрали не опаснее автомойки и зачем по трубам бьет ток — все ответы в этом тексте. 

Процесс отправки нефти на перерабатывающие заводы или на транспорт начинается сразу после того, как она вышла из недр и попала в головную нефтеперекачивающую станцию (ГНПС). Дальше нефть попадает в большую систему магистрали. 

Стоит отметить, что часто компании пользуются одним и тем же нефтепроводом, поэтому отличить продукт, например, «Лукойла» от жидкостей других компаний в магистрали невозможно, она как «черный ящик».

Если что-то идет не так, это приводит к конфликтам между компаниями или как минимум к недопониманию. Так недавно произошло с «Дружбой», в которой была замечена загрязненная нефть.

Все считают это саботажем, но кто устроил его, выяснить сложно. 

Магистраль можно разбить на три ключевых элемента. Скелет всего нефтепровода — линейная часть (т.е. сами трубы) с массой задвижек и ответвлений, на которые можно переключать поток в случае необходимости очистки или диагностики.

Функцию сердца на себя берут насосы с резервуарами, которые создают давление в трубах и приводят нефть в движение.

Наливные эстакады — третий элемент — расположены в самом конце длинной цепочки, на которых нефть заканчивает дорогу по нефтепроводу и начинает путь к потребителю.

Существует два варианта нефтяного путешествия: напрямую из скважины в насос и в трубы, он же транзитный, и из скважины в трубы через резервуар, он же постанционный.

Второй считается не самым интересным с экономической точки зрения — траты начинаются с возведения огромного сосуда (он вмещает в себя 2–3 дневной нормы объема отправленной нефти) и продолжаются в постоянном испарении нефти из емкости. 

Читайте также:  Диаметр труб в системах индивидуального отопления

Первый вариант, транзитный, минимизирует издержки, но подвержен большому риску: если на нефтепроводе произойдет авария, остановить придется все производство, в то время как резервуары минимизируют ущерб от ЧП. Тем не менее, в обоих вариантах присутствует ГНПС — головная нефтеперекачивающая станция. Как раз на ней и ставят резервуары, если они есть.

Всю дальнейшую дорогу нефть идёт по трубам. Нефтепроводы бывают трёх видов: подводные, наземные и подземные. Последние встречаются чаще всего. Трубы укладывают на глубину почти метр от крайней верхней точки.

Но металл, который находится под землей, сильнее подвержен эрозии и банально ржавеет. Чтобы трубы служили дольше, ещё в СССР придумали пропускать ток. Таким образом условий для разрушения конструкций не возникает.

Кроме того, трубы оборудованы разными видами связи и датчиками, чтобы сообщать о нарушениях и сбоях.

Однако в более экстравагантных ситуациях вроде вечной мерзлоты трубы закопать не удается.

Поскольку температура труб на севере высока (нефть приходится нагревать, чтобы она не замерзала и не остановилась в потоке), закопать их под землю нельзя: трубы будут нагревать почву, почва — охлаждать трубы.

Чтобы избежать пагубного взаимодействия, инженеры нефтепровода Заполярье – Пурпе решили вести трубы по воздуху: они просто положили их на сваи.

Если нефтяные пути кое-как исповедимы, то способы и приемы, которые заставляют её двигаться, понять сложнее. Да, бывают примитивные конструкции (вернее, участки), вроде перевалочного комплекса «Шесхарис» под Новороссийском.

Там всё просто: трубы соединены двумя платформами, одна из которых на горе, а другая около моря. Гравитация делает свое дело и нефть бежит вниз.

А если местность ровная или, наоборот, трубы должны преодолеть возвышения Урала? 

На помощь движению приходят нефтеперекачивающие станции (НПС). На станциях стоят резервуары для хранения половины суточной нормы продукта на случай ЧП. НПС оборудованы, как правило, центробежными насосами с электроприводами, которые создают давление, толкающее нефть в нужном направлении.

Как уже очевидно, на это уходит много электричества. Например, «Транснефть» жжет в среднем 14,5 млрд. кВт в час (1% от всего потребления электричества в России). Этого хватит, чтобы в течение часа освещать более 1,8 млрд. квартир. Тем не менее это позволило ей переправить около 470 млн.

тонн нефти. 

При создании маршрута и планировании инфраструктуры нефтепровода инженеры рассчитывают расстояния между НПС так, чтобы продукт нигде не мог остановиться. Стоит отметить, что и диаметр труб подбирают из соображений пропускной способности и создаваемом в них давлении.

Если просто, то чем они меньше, тем давление и скорость больше, риски больше, а пропускная способность меньше, и наоборот. Это очень сложный процесс технических измерений. В среднем расстояние между ними 70–150 км, при этом они обеспечивают подачу в более 1200 кубометров в час при скорости движения 10–20 км в час.

Давление в итоге доходит до 100 бар, что, на самом деле, не много: такое же давление достигается в шланге на автомойке. 

В конечном итоге нефть достигает либо сразу покупателя, либо станции, на которых её перельют в цистерны и отправят в другие регионы и страны. Напомним, что в нефтепровод свой продукт могут закачивать несколько компаний, поэтому на выходе нефть не сортируют, где чья, а делять по пропорциям объемов и так отчитываются перед организациями. 

В конце стоит отметить, что мир нефтепроводов обязан нашему изобретателю В.Г. Шухову. Он не только соорудил уникальную телебашню в Москве, но и придумал, как доставить нефть из скважины к покупателю максимально удобно. До него её перевозили в бочках, а собирали ведрах.

Когда он начал работать в Баку, первом разработанном нефтяном месторождении России, появились цистерны, сложные системы труб, знаменитая петля Шухова, которая увеличивала объем транспортируемой нефти, нефтяные баржи и целые трактаты о технической стороне транспортировки будущих бензина, реактивного и дизельного топлива, солярки… Кстати, как делать все это из нефти тоже придумал Шухов. 

Магистральные нефтегазопроводы

ВВЕДЕНИЕ

  Трубопроводный транспорт является одним из наиболее экономичных, а в случае транспорта газообразных веществ – единственным видом транспорта. С другой стороны, это один из самых капитало- и металлоемких видов транспорта. Будучи при нормальной работе экологически чистым, он может нанести невосполнимый ущерб природе при авариях.

Отсюда понятно внимание,  уделяемое вопросам надежности и эффективности работы магистральных трубопроводов при их проектировании и эксплуатации.  Надежность работы обеспечивается соблюдением рекомендаций нормативных документов при проектировании и эксплуатации  трубопроводов (строительных норм и правил, норм технологического проектирования и правил эксплуатации).

  Эффективность работы зависит от технического состояния объектов и оборудования и рациональности их использования. Фактические условия работы трубопроводов отличаются от проектных. Так, производительность зависит как от возможности добычи нефти и газа, так и от потребности в них.

В процессе эксплуатации  меняется состояние линейной части и оборудования станций, что предопределяет изменение пропускной способности нефте- и газопроводов и изменение параметров работы при постоянной производительности.

В этих условиях приходится решать следующие задачи: выбор оптимальной схемы работы при заданной производительности, определение параметров работы при максимальной загрузке, разработка мероприятий по улучшению технико-экономических показателей работы.

  Решение задачи повышения эффективности эксплуатации трубопровода полностью зависит от качества выполнения анализа функционирования всего трубопровода и отдельных его элементов в предшествующий период. Результаты анализа должны позволить сделать вывод о фактическом состоянии линейной части и оборудования, рациональности их использования, экономичности используемой технологической схемы и об основных причинах, снижающих эффективность работы.

  В данной работе рассматриваются указанные проблемы и возможные методы их решения. Она будет полезна студентам при выполнении дипломных и курсовых проектов и других самостоятельных работ. 

1. ОСНОВНЫЕ  ПОЛОЖЕНИЯ  ПРОЕКТИРОВАНИЯ МАГИСТРАЛЬНЫХ  ТРУБОПРОВОДОВ

 Магистральные трубопроводы (МТ) (газопроводы, нефтепроводы, нефтепродуктопроводы), как правило, прокладываются подземно [1]. Прокладка по поверхности земли в насыпи (наземная прокладка) и на опорах (надземная прокладка) допускается только как исключение.

  Магистральные газопроводы (МГ) в зависимости от давления в трубопроводе подразделяются на два класса: I класс – при рабочем давлении свыше 2,5 до 10 МПа; II класс – при рабочем давлении свыше 1,2 до 2,5 МПа.

Магистральные нефтепроводы (МН) и нефтепродуктопроводы в зависимости от диаметра подразделяются на четыре класса: I класс – при условном диаметре свыше 1000  до 1200 мм; II класс – свыше 500 до 1000 мм; III класс – свыше 300 до 500 мм;

  • IV класс – 300 мм и менее.
  •  Для обеспечения нормальных условий эксплуатации и исключения возможности повреждения МТ и их объектов вокруг них устанавливаются охранные зоны, размеры которых и порядок производства в этих зонах сельскохозяйственных и других работ регламентируются Правилами охраны МТ.

 Температура газа, нефти (нефтепродуктов), поступающих в трубопровод, должна устанавливаться, исходя из возможности транспортирования продукта и требований, предъявляемых к сохранности изоляционных покрытий, прочности, устойчивости и надежности трубопровода.

Необходимость и степень охлаждения транспортируемого продукта решается при проектировании.

  Выбор трассы трубопровода должен производиться по критериям оптимальности, учитывающим затраты при сооружении, техническом обслуживании и ремонте трубопроводов при эксплуатации, включая мероприятия по обеспечению сохранности окружающей среды, а также металлоемкость, конструктивные схемы прокладки, безопасность, заданное время строительства, наличие дорог и т.д. Диаметр трубопровода определяется расчетами в соответствии с нормами технологического проектирования.  При отсутствии необходимости в транспорте продукта в обратном направлении трубопровод следует проектировать из труб со стенкой различной толщины в зависимости от падения давления по длине трубопровода и условий эксплуатации. В зависимости от условий прокладки и эксплуатации МТ и участки делятся на пять категорий: IV – газопроводы диаметром менее 1200 мм и нефтепроводы диаметром менее 700 мм; III –  остальные нефтепроводы и газопроводы; II- трубопроводы, прокладываемые по территории распространения вечномерзлых грунтов, переходы через болота II типа, газопроводы D1,2(hд+hтр),                                    (1.5)

  • где  Н – превышение нижней образующей резервуара над осью всасывающего трубопровода насоса; hд – допустимый подпор  насоса; hтр – потери напора на трение в трубопроводе от резервуара до насоса.
  • Читайте также:  Толщина 108 трубы сталь

    Прежде чем задать вопрос прочитайте: FAQ

    Технологические трубопроводы нефтебаз. Справочное издание – скачать бесплатно

    Тюменский индустриальный институт

    Ю.Д. Земенков, Н.А. Малюшин, Л.М. Маркова, А.Е. Лощинин

    ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ НЕФТЕПРОВОДЫ НЕФТЕБАЗ

    • Справочное издание
    • Тюмень-1994 г.
    • В предлагаемом справочном издании приведены основные сведения о технологических трубопроводах нефтебаз: классификация трубопроводов, их назначение, детали и соединения трубопроводов, трубопроводная арматура, способы прокладки, методы монтажа трубопроводов и его элементов, испытание и сдача их в эксплуатацию.

    Приведены технические характеристики насосов, применяемых на нефтебазах для осуществления операций по приему и отпуску нефтепродуктов. Рассмотрена совместная работа насосов и технологических трубопроводов.

    В последних главах приведены методы механического и гидравлического расчета технологических трубопроводов.

    Справочное издание предназначено для студентов, обучающихся по специальности «Проектирование, сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ». Оно может быть полезным инженерно-техническим работникам, занятым в системе хранения и распределения нефти и нефтепродуктов.

    ВВЕДЕНИЕ

    Современные нефтебазы – это сложные комплексы инженерно-технических сооружений, связанные между собой технологическими процессами, обеспечивающими прием, хранение и снабжение потребителей нефтью и нефтепродуктами.

    Выполнение всех основных операций на нефтебазах – перевалку нефти и нефтепродуктов крупными партиями с одного вида транспорта на другой, отпуск потребителю через сеть филиалов и автозаправочных станций, прием нефти и нефтепродуктов из магистральных и распределительных трубопроводов, нефтеналивных судов и барж, железнодорожных цистерн – невозможно представить без технологических трубопроводов.

    Технологические трубопроводы работают в разнообразных условиях, находятся под воздействием значительных давлений и высоких температур, подвергаются коррозии и претерпевают периодические охлаждения и нагревы. Их конструкция делается все более сложной за счет увеличения рабочих параметров транспортируемого продукта и роста диаметров трубопроводов и ужесточения требований к надежности эксплуатируемых систем.

    Затраты на сооружение и монтаж трубопроводов могут достигать 30% стоимости всего предприятия.

    В связи с этим делом первостепенной важности специализированных проектных, строительных и эксплуатирующих организаций являются техническое совершенствование и перевооружение технологических схем на основе внедрения новейших достижений науки и использования передовой техники.

    От правильного выбора конструкций, качественного изготовления элементов и организации строительства зависят экономия материальных ресурсов и сокращение потерь перекачиваемого продукта.

    Все это требует от специалистов более глубоких знаний, четкого соблюдения правил и специальных технологических требований по строительству и монтажу трубопроводов.

    Предложенные в работе краткие сведения об основах теории и расчета трубопроводов, способах эксплуатации и испытаниях на прочность и герметичность могут быть использованы студентами при изучении курсов “Проектирование и эксплуатация нефтебаз” и “Сооружение и капитальный ремонт трубопроводов и хранилищ”.

    Оглавление

         Введение 1. Назначение и устройство технологических трубопроводов нефтебаз     1.1. Назначение и состав трубопроводов     1.2. Условные проходы     1.3. Классификация трубопроводов 2. Трубы, детали и соединения стальных трубопроводов     2.1. Стальные трубы и их применение     2.2. Способы и типы соединений трубопроводов     2.3. Приварные детали трубопроводов     2.4. Опоры, подвески и опорные конструкции     2.5. Трубы, детали и соединения трубопроводов из пластмасс     2.6. Резино-тканевые трубопроводы 3. Трубопроводная арматура, детали контрольно-измерительных приборов и компенсаторы     3.1. Классификация и применение арматуры     3.2. Виды, обозначение и отличительная окраска арматуры     3.3. Компенсаторы     3.4. Контроль качества сварных соединений 4. Монтаж стальных межцеховых трубопроводов общего назначения     4.1. Способы прокладки межцеховых трубопроводов     4.2. Монтаж надземных трубопроводов     4.3. Монтаж подземных трубопроводов     4.4. Монтаж компенсаторов     4.5. Монтаж трубопроводов с обогревом     4.6. Защита подземных трубопроводов от почвенной коррозии     4.7. Тепловая изоляция трубопроводов     4.8. Приемка и техническое освидетельствование смонтированных трубопроводов     4.9. Методы испытаний трубопроводов и испытательное давление     4.10. Защитная и опознавательная окраска трубопроводов     4.11. Сдача и приемка трубопроводов в эксплуатацию

    1. 5. Насосные станции нефтебаз
    2. 6. Технологические схемы трубопроводов нефтебаз
    3. 7. Технологический расчет трубопроводов

        7.1. Механический расчет трубопроводов нефтебаз     7.2. Гидравлический расчет изотермических трубопроводов     7.3. Гидравлический расчет неизотермических трубопроводов     7.4. Гидравлический расчет коллекторов     7.5. Гидравлический расчет сифонных трубопроводов     7.6. Гидравлический расчет разветвленных трубопроводных коммуникаций Список литературы

    1.НАЗНАЧЕНИЕ И УСТРОЙСТВО ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ТРУБОПРОВОДОВ НЕФТЕБАЗ

    1.1.Назначение и состав трубопроводов

    • Трубопровод – сооружение, состоящее из плотно соединенных между собой труб, деталей трубопроводов, запорно-регулирующей аппаратуры, контрольно-измерительных приборов, средств автоматики, опор и подвесок, крепежных деталей, прокладок, материалов и деталей тепловой и противокоррозионной изоляции и предназначенное для транспортировки жидких и твердых нефтепродуктов.
    • К технологическим относятся находящиеся в пределах нефтебазы трубопроводы, по которым транспортируют различные вещества, в том числе сырье, полуфабрикаты, промежуточные и конечные продукты, отходы производства, необходимые для ведения технологического процесса или эксплуатации оборудования.
    • Условия изготовления и монтажа технологических трубопроводов определяются: разветвленной сетью большой протяженности и различием конфигурации обвязки технологического оборудования; разнообразием применяемых материалов, типов труб, их диаметров и толщин стенок; характером и степенью агрессивности транспортируемых веществ и окружающей среды; различием способов прокладки /в траншеях, без траншей, каналах, тоннелях, на стойках, двух- и многоярусных эстакадах на технологическом оборудовании, а также на разных высотах и часто в условиях, неудобных для производства работ/; количеством разъемных и неразъемных соединений, деталей трубопроводов, арматуры, компенсаторов, контрольно-измерительных приборов и опорных конструкций.
    • Для того, чтобы смонтировать 1 т стальных технологических трубопроводов, необходимо помимо труб израсходовать в среднем различных деталей и арматуры в количестве до 22% его массы.

    1.2.Условные проходы

    Основная характеристика трубопровода – внутренний диаметр, определяющий его проходное сечение, необходимое для прохождения заданного количества вещества при рабочих параметрах эксплуатации /давление, температура, скорость/. При строительстве трубопроводов для сокращения количества видов и типоразмеров входящих в состав трубопроводов соединительных деталей и арматуры используют единый унифицированный ряд условных проходов.

    Условный проход Ду – номинальный внутренний диаметр присоединяемого трубопровода /мм/. Труба при одном и том же наружном диаметре может иметь различные номинальные внутренние диаметры.

    Для арматуры и соединительных деталей технологических трубопроводов наиболее часто применяют следующий ряд условных проходов /СТ СЭВ 254-76/, мм: 10, 15, 20, 25, 32, 40, 50, 65, 80, 100, 125, 150, 200, 250, 300, 350, 400, 500.

    Дня труб этот ряд – рекомендуемый, и Ду для них устанавливается в проекте, стандартах или технической документации.

    При выборе трубы для трубопровода под условным проходом понимают ее расчетный округленный внутренний диаметр. Например, для труб наружным диаметром 219 мм и толщиной стенки 6 и 16 мм, внутренний диаметр которых соответственно равен 207 и 187 мм, в обоих случаях принимают ближайший из унифицированного ряда Ду, т.е. 200 мм.

    Механическая прочность труб, соединительных деталей и арматуры при определенных интервалах температур транспортируемого по трубопроводу вещества или окружающей среды снижается. Понятие “условное давление” введено для учета изменений прочности соединительных деталей и арматуры трубопроводов под действием избыточного давления и температуры транспортируемого вещества или окружающей среды.

    Условное давление Ру – наибольшее избыточное давление при температуре вещества или окружающей среды 20°С, при котором обеспечивается длительная работа арматуры и деталей трубопровода, имеющих заданные размеры, обоснованные расчетом на прочность при выбранных материалах и характеристиках их прочности, соответствующих температуре 20°С. Например, для арматуры и деталей трубопроводов из стали 20, работающих при избыточном давлении 4 МПа и транспортирующих вещество при температуре 20°С, условное давление Ру = 4 МПа, при температуре 350°С Ру = 6,3 МПа.

    Для сокращения количества типоразмеров арматуры и деталей трубопроводов установлен унифицированный ряд условных давлений / ГОСТ 356-80/, МПа: 0,1; 0.16; 0,25; 0,4; 0,63; 1; 1,6; 2,5; 4; 6,3; 10; 12,5; 16; 20; 25; 32; 40; 50; 63; 80; 100; 160; 250.

    Рабочее давление Рр – наибольшее избыточное давление, при котором обеспечивается заданный режим эксплуатации арматуры и деталей трубопроводов на прочность и плотность водой температурой не менее 5 и не более 70°С.

    На трубопроводы и трубы ГОСТ 356-80 не распространяется, а является рекомендуемым. Ру и Рр для них устанавливаются проектом, стандартами или технической документацией.

    1.3. Классификация трубопроводов

    1. Технологические трубопроводы классифицируют по роду транспортируемого вещества, материалу труб, рабочим параметрам, степени агрессивности среды, месту расположения, категориям и группам.

    2. По роду транспортируемого вещества технологические трубопроводы разделяются на нефтепроводы, газопроводы, паропроводы, водопроводы, мазутопроводы, маслопроводы, бензопроводы, кислотопроводы, щелочепроводы, а также специального назначения /трубопроводы густого и жидкого смазочного материала, трубопроводы с обогревом, вакуумпроводы/ и др.

    3. По материалу, из которого изготовлены трубы, различают трубопроводы стальные /из углеродистой, легированной и высоколегированной стали/, из цветных металлов и их сплавов /медные, латунные, титановые, свинцовые, алюминиевые/, чугунные, неметаллические /полиэтиленовые, винипластовые, фторопластовые, стеклянные/, футерованные /резиной, полиэтиленом, фторопластом/, эмалированные, биметаллические и др.
    4. По условному давлению транспортируемого вещества трубопроводы разделяют на вакуумные, работающие при давлении ниже 0,1 МПа, низкого давления, работающие при давлении до 10 МПа, высокого давления /более 10 МПа/ и безнапорные, работающие без избыточного давления.
    5. По температуре транспортируемого вещества трубопроводы подразделяются на холодные /температура ниже 0°С/, нормальные /от 1 до 45°С/ и горячие /от 46°С и выше/.

    По степени агрессивности транспортируемого вещества различают трубопроводы для неагрессивных, малоагрессивных, среднеагрессивных сред. Стойкость металла в коррозионных средах оценивают скоростью проникновения коррозии – глубиной коррозионного разрушения металла в единицу времени /мм/год/. К неагрессивной и малоагрессивной средам относят вещества, вызывающие коррозию стенки трубы, скорость которой менее 0,1 мм/год, среднеагрессивной – в пределах от 0,1 до 0,5 мм/год и агрессивной – более 0,5 мм/год. Для трубопроводов, транспортирующих неагрессивные и малоагрессивные вещества, обычно применяют трубы из углеродистой стали; транспортирующих среднеагрессивные вещества, – трубы из углеродистой стали с повышенной толщиной стенки /с учетом прибавки на коррозию/, из легированной стали, неметаллических материалов, футерованные; транспортирующих высокоагрессивные вещества, – только из высоколегированных сталей, биметаллические, из цветных металлов, неметаллические и футерованные.

    По месторасположению трубопроводы бывают внутрицеховые, соединяющие отдельные аппараты и машины в пределах одной технологической установки или цеха и размещаемые внутри здания или на открытой площадке, и межцеховые, соединяющие отдельные технологические установки, аппараты, емкости, находящиеся в разных цехах.

    Внутрицеховые трубопроводы по конструктивным особенностям могут быть обвязочные /около 70% общего объема внутрицеховых трубопроводов/ и распределительные /около 30%/.

    Внутрицеховые трубопроводы имеют сложную конфигурацию с большим количеством деталей, арматуры и сварных соединений. На каждые 100 м длины таких трубопроводов приходится выполнять до 80…120 сварных стыков.

    Масса деталей, включая арматуру, в таких трубопроводах достигает 41% от общей массы трубопровода в целом.

    Межцеховые трубопроводы характеризуются довольно длинными прямыми участками /длиной до нескольких сот метров/ со сравнительно небольшим количеством деталей, арматуры и сварных соединений. Масса деталей в межцеховых трубопроводах /включая арматуру/ составляет около 3…4%, а масса П-образных компенсаторов – около 7%.

    Стальные трубопроводы разделяют на категории в зависимости от рабочих параметров /температуры и давления/ транспортируемого по трубопроводу вещества и группы в зависимости от класса опасности вредных веществ и показателей пожарной опасности веществ.

    Основные понятия о давлениях в скважине

    Давление определяется как сила, действующая на единицу площади. Давление в любой точке скважины одинаково во всех направлениях.

    Давление, P – Мпа; кгс/см.кв.

    Гидростатическим давлением принято называть давление, определяемое весом столба раствора выше рассматриваемого сечения, приходящегося на единицу площади.

    В наклонных скважинах глубина скважины H определяется как вертикальная составляющая длины ствола.

    Гидростатическое давление, Pr — Мпа; кгс/см. кв. .

    Гидравлические потери определяются как давление, которое необходимо создать, чтобы прокачать данный флюид с данной скоростью через данную систему. Гидравлические потери возникают только при прокачивании флюидов и суммируются со всеми другими давлениями, действующими в интересующей нас точке. Значение гидравлических потерь определяется по существующим методикам.

    Гидравлические потери (сопротивление) Pr. c, Мпа; кгс/см.кв..

    Избыточное давление (противодавление) есть давление, действующее на закрытую или открытую (в динамике) систему, определяемое иными, чем гидростатическое давление, источниками.

    В нашем случае избыточным давлением в закрытой при ГНВП скважине будет давление в бурильных трубах Pиз. т. и колонне Pиз. к.

    Избыточным давлением в динамических условиях будут гидравлические потери в дросселе +Pr. c.

    Избыточное давление добавляется к давлению, действующему в рассматриваемой точке в статических и динамических условиях. Это положение является основополагающим в понимании методики глушения скважины.

    Избыточное давление, Pиз — кгс/см.кв..

    Избыточное давление в бурильных трубах — это давление на стоянке при закрытой скважине без циркуляции. Pиз. т. равно разнице между пластовым давлением Pпл и гидростатическим давлением столба бурового раствора в бурильных трубах.

    Избыточное давление в бурильных трубах, Pиз. т. — кгс/см.кв..

    Избыточное давление в обсадной колонне — это давление в затрубном (кольцевом) пространстве на устье закрытой скважины при отсутствии циркуляции. Pиз. к. равно разнице между пластовым давлением и общим гидростатическим давлением столба флюидов в затрубном пространстве.

    Избыточное давление в обсадной колонне, Pиз. к. — кгс/см.кв. 

    Пластовое давление есть давление флюида в рассматриваемом пласте. Пластовое давление равно гидростатическому давлению столба бурового раствора в бурильных трубах плюс Риз. т. при закрытой скважине.

    Нормальным пластовым давлением считается давление равное гидростатическому давлению столба воды на глубине залегания пласта. Пластовое давление выше давления столба воды называется аномально высоким пластовым давлением.

    Пластовое давление ниже давления столба воды называется аномально низким пластовым давлением.

    Пластовое давление, P пл — кгс/см.кв.

    Забойное давление есть общее давление на забое скважины (или под долотом) в любых условиях. Рзаб=Рr+Pr. ск+Риз.

    Рзаб. в зависимости от условий может быть равно пластовому давлению, больше или меньше его:— в нормальных условиях бурения Рзаб>Рпл;— при ГНВП , когда скважина закрыта, Рзаб=Рпл.

    Забойное давление, Рзаб — кгс/см.кв.

    Основным условием начала ГНВП является превышение пластового давления вскрытого горизонта над забойным давлением.

    • Забойное давление в скважине во всех случаях зависит от величины гидростатического давления бурового раствора заполняющего скважину и дополнительных репрессий вызванных проводимыми на скважине работами ( или простоями ).
    • ЕТПБ требуют, чтобы гидростатическое давление ( Р г ) превышало пластовое ( Р пл ) в следующих размерах:для скважин с глубиной до 1200м Р=10-15% Р пл, но не более 1,5 МПадля скважин с глубиной до 2500м Р=5-10% Р пл, но не более 2,5 Мпа
    • для скважин с глубиной свыше 2500м Р=4-7% Рпл, но не более 3,5 Мпа
    • При известном пластовом давлении горизонта необходимая плотность промывочной жидкости, на которой должен вскрываться этот горизонт определяют:

    Определение забойных давлений ( Р заб )

    Забойное давление при механическом бурении и промывке

    Ргск — гидравлическое сопротивление кольцевого пространства.

    Ориентировочно, для неглубоких скважин оно составляет :

    Ргс — полное гидравлическое сопротивление без учета перепада давления на турбобуре.

    При промывке скважины после спуска труб или длительных простоях без промывки забойное давление может снижаться за счет подъема по стволу газированных пачек бурового раствора и резкого увеличения их объема к устью.

    Забойное давление после остановки циркуляции первое время равняется гидростатическому

    Забойное давление при отсутствии циркуляции длительное время снижается за счет явлений седиментации, фильтрации, контракции, а так же температурных изменений бурового раствора на величину D Рст

    При спуске каждой свечи бурильного инструмента под долото возникают знакопеременные гидродинамические давления. В начале спуска свечи с ростом скорости спуска нарастает и репрессия под долотом.

    После того, как скорость выровнялась — репрессия достигает максимума и остается постоянной до момента начала торможения. При резком торможении репрессия снижается до «О» и переходит в депрессию.

    Величина репрессии + DРдс — определяют по формуле ( X ).

    1. Величина депрессии — DРдс при скорости спуска меньшей Iм/с составляет 0,01qgL при скорости спуска большей I м/с.
    2. DРдс = ( 0,02 — 0,05 ) rgL
    3. Для того, чтобы не возникало ГНВП при наличии вскрытого продуктивного горизонта необходимо, чтобы во всех случаях забойное давление превышало пластовое Рзаб > Рпл.

    Допустимое давление, {Pr. p} — кгс/см. кв. Допустимое давление — это давление, при котором не происходит разрушения скелетной решетки пласта или поглощения бурового раствора . Обычно {Рr. p}>Pпл.

    Основные принципы анализа давлений

    Давлениями, которые мы можем регулировать и контролировать при промывке скважины во время ликвидации проявления, являются:— гидростатическое давление — Рr;— гидростатические потери — Pr. c;— избыточное давление — Pиз.

    Общее давление в любой точке скважины будет складываться из этих трех давлений Pобщ=Рr+Рr. c+Pиз, поэтому представляет интерес рассмотреть вопрос, как рассчитать каждое из этих давлений, а также четко уяснить, как и где эти давления будут способствовать или отрицательно влиять на процесс ликвидации проявлений.

    Похожее

    Ссылка на основную публикацию
    Adblock
    detector