29

Тема 4 промысловые трубопроводы

1 Классификация промысловых трубопроводов

2 Сорта­мент труб

3 Порядок проведения работ при сооружении трубопроводов

4 Выбор трассы трубопроводов

5 Опрессовка трубопроводов

6 Мероприятия по защите трубопроводов от коррозии

6.1 Коррозия наружной и внутренней поверхности труб

6.2 Пассивная защита трубопроводов от коррозии

6.3 Активная защита трубопроводов от коррозии

6.4 Защита трубопроводов от внутренней коррозии

7 Арматура трубопроводов

7.1 Запорная арматура

7.1.1 Задвижки

7.1.2 Краны

7.2 Предохранительная арматура

7.2.1 Обратные клапаны

7.2.2 Предохранительные клапаны

7.3 Регуляторы

7.3.1 Регуляторы давления

7.3.2 Регуляторы уровня

8 Предупреждение засорения нефтепро­водов и методы удаления отложений

8.1 Причины засорения нефтепроводов

8.2 Методы борьбы с отложениями парафина

8.3 Причины образования и отложения солей

8.4 Методы борьбы с отложениями солей

9 Обслуживание трубопроводов

10 Охрана окружающей среды при проектировании и эксплуа­тации трубопроводов

11 Расчеты трубопроводов

11.1 Гидравлический расчет нефтепровода

11.1.1 Гидравлический расчет всасывающего нефтепровода

11.1.2 Гидравлический расчет напорного нефтепровода

11.2 Гидравлический расчет нефтепровода при движении нефте­газовой смеси

11.3 Гидравлический расчет газопровода

11.3.1 Расчет физико-химических параметров газа

11.3.2 Гидравлический расчет газопровода

11.4 Механический расчет трубопроводов

11.4.1 Расчет (проверка) толщины стенки трубопровода

11.4.2 Определение напряжений в трубопроводе

11.4.3 Проверка прочности трубопровода при эксплуатации

ЛИТЕРАТУРА

[1], стр. 56-92 [2], стр. 30-42 [4], стр. 57-73 [17], стр. 126-162 [23], стр. 7-15 [25], стр. 27-29 [26], стр. 41-61 [27], стр. 42-48, 191-209, 274-292 [29], стр. 11-17, 83-115 [30], стр. 226

[32], стр. 3-14 [33], стр. 12-34 [35], стр. 5-27 [37], стр. 4-21 [39], стр. 87-88, 144-151 [41], стр. 23-34, 49-59, 140-178, 197-203 [42], стр. 35-48, 151-157 [43], стр. 7-18 [46], стр. 64-76 [48], стр. 3-5, 18-38, 42-54, 66

1 Классификация промысловых 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 рабочему давлению – на трубопроводы высокого (6,4 МПа и выше), среднего (1,6 МПа) и низкого (0,6 МПа) давления;

4. по способу прокладки – на подземные, наземные и подвод­ные;

5. по функции – на выкидные линии, идущие от устьев скважин до групповой замерной установки; нефтяные, газовые, водяные и нефтегазоводяные сборные коллекторы; товарные нефтепроводы;

6. по гидравлической схеме работы – простые трубопроводы, без ответвлений, и сложные трубопроводы с ответвлениями, к которым относятся также замкнутые (кольцевые) трубопроводы.

Трубопроводы, транспортирующие воду к нагнетательным сква­жинам для поддержания пластового давления, делятся на:

1. магистральные водопроводы, начинающиеся у насосных станций второго подъема;

2. подводящие водопроводы, прокладываемые от магистраль­ных водопроводов до кустовых насосных станций (КНС);

3. разводящие водоводы, прокладываемые от КНС до нагнета­тельных скважин.

Все перечисленные трубопроводы по напору делятся на тру­бопроводы с полным заполнением трубы жидкостью и трубопрово­ды с неполным заполнением трубы жидкостью.

Трубопроводы с полным заполнением сечения трубы жид­костью называются напорными, а трубопроводы с неполным за­полнением сечения могут быть как напорными, так и безнапор­ными.

Выкидные линии и нефтесборные коллекторы обычно не пол­ностью заполнены нефтью, то есть часть сечения выкидных линий или коллектора занята газом, выделившимся или в процессе дви­жения нефти по ним, или увлеченным нефтью из сепараторов в связи с их плохой работой.

В самотечных нефтепроводах нефть движется под действием гравитационных сил, обусловленных разностью вертикальных от­меток в начале и в конце нефтепровода. Если при этом в нефте­проводе нефть и газ движутся раздельно, то такой нефтепровод называют свободно-самотечным, или безнапорным, а при отсут­ствии газовой фазы – напорно-самотечным.

Нефть и ее примеси транспортируются по выкидным линиям до АГЗУ за счет перепада давления между устьем скважины и АГЗУ. Выкидные линии (см. рисунок 5, поз. 4) 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 достигать 4 км.

От АГЗУ, к которой по выкидным линиям подводится продук­ция 14÷56 скважин (в зависимости от числа «Спутников», опре­деляемых технико-экономическими расчетами), до ДНС или УПН обычно прокладывается сборный коллектор (см. рисунок 5, поз. 4) диаметром от 200 до 500 мм и протяженностью от 5 до 10 км.

Для сбора нефтяного газа и передачи его потребителям на площадях нефтяных месторождений сооружают сборные газопро­воды (см. рисунок 5, поз. 10).