Назначение и классификация промысловых

Трубопроводов

Промысловые трубопроводы (ПТ)– это капитальные инженерные сооружения, рассчитанные на длительный срок эксплуатации и предназначенные для бесперебойной транспортировки природного, нефтяного попутного газа, нефти, воды и их смесей от мест добычи до установок комплексной подготовки и далее к местам врезки в магистральный трубопровод, или для подачи на другой вид транспорта (железнодорожный, морской, речной).

Основной составляющей ПТ является линейная часть – непрерывная нить, сваренная из отдельных труб или секций и уложенная в грунт тем или иным способом. К линейной части относятся собственно нитка трубопровода с переходами через естественные и искусственные преграды, резервные нитки, лупинги (параллельные нитки на отдельных участках для переноса транспортировки при остановке основной нитки), крановые узлы, камеры запуска и приема очистных устройств и диагностических приборов.

Линейная часть трубопроводов прокладывается в различных топографических геологических, гидрологических и климатических условиях, в грунтах с различной несущей способностью (болота, скальные грунты, многолетние мерзлоты).

ПТ предназначены для транспортировки продукции скважин: нефти, природного и нефтяного газа, попутной воды, их смесей. ПТ бывают межпромысловые, промысловые и технологические.

ПТ принято классифицировать по следующим параметрам.

¾ по способу прокладки – подземной, наземной, надземной, подводной. Подземный способ предусматривает прокладку ПТ на глубине, превышающей диаметр трубы, и после окончания укладки трубопровода земля может быть возвращена в хозяйственный оборот.

Наземные схемы прокладки используются преимущественно в сильно обводненных, заболоченных районах, при высоком уровне стояния грунтовых вод, на солончаковых грунтах, при наличии скальных подстилающих пород, при пересечении с другими коммуникациями. При наземной прокладке верхняя образующая трубопровода располагается на уровне дневной поверхности или на небольшой глубине. При этом для увеличения устойчивости укладка ведется в траншею глубиной 0,4-0,8 м с последующим сооружением насыпи необходимых размеров. Наземный способ менее затратен, чем подземный. Но при этом способе прокладки увеличивается вероятность ускоренного коррозионного разрушения и деформации при смене температурного режима и, как следствие, сокращается срок безопасной эксплуатации.

Надземный способ прокладки рекомендуется в пустынях, горных районах, болотистых местностях, районах горных выработок, оползней, многолетней мерзлоты, сейсмических районах, а так же на переходах через естественные и искусственные препятствия. К недостаткам этого способа прокладки следует отнести загроможденность территории, необходимость устройства опор, специальных проездов для техники и миграции животных, подверженность трубопровода сильным колебаниям температуры, что требует принятия специальных мер.

Подводный способ прокладкииспользуется преимущественно при обустройстве шельфовых месторождений

¾ по виду перекачиваемого продукта: нефтепроводы, газопроводы, нефтегазопроводы, водопроводы, конденсатопроводы, ингибиторопроводы, паропроводы, канализация;

¾ по назначению: самотечные, напорные, смешанные;

¾ по рабочему давлению (напору) классифицируют: ПТ, транспортирующие газ и газовый конденсат: 1 класс – от 20 до 32 МПа; 2 класс – от 10 до 20 МПа; 3 класс – от 2,5 до 10 МПа; 4 класс – до 2,5 МПа. ПТ, транспортирующие нефть: высоконапорные (выше 2,5 МПа), средненапорные (от 1,6 до 2,5 МПа), низконапорные (до 1,6 МПа), безнапорные (самотечные);

¾ по функции: выкидные линии – от устья скважины до ГЗУ, сборные коллекторы – принимают продукцию от нескольких трубопроводов, товарные – перекачка товарной нефти;

¾ по способу соединения – разъемные (фланцевое, раструбное, резьбовое, резьбовое муфтовое соединения) неразъемные (сварные, склеенные)

¾ по форме расположения в пространстве – линейные, кольцевые, лучевые (телескопические, лупинговые);

¾ по материалу: стальные, чугунные, полиэтиленовые, стеклопластиковые, полимерметаллические, железобетонные, алюминиевые, комбинированные

¾ по типу изоляции: внешняя, внутренняя, без изоляции

¾ по степени заполнения сечения трубопровода: с полным заполнением сечения трубопровода (напорные товарные нефтепроводы) и с неполным заполнением сечения (напорные и безнапорные нефтепроводы, нефтесборные коллекторы);

¾ по диаметру ПТ для транспорта нефти подразделяют на три класса: 1 – Ду – 600 мм и более; 2 – Ду – 600-300 мм; 3 – Ду – менее 300мм

¾ по размерам: малого диаметра (57 – 426 мм), большого диаметра (530 – 1420 мм)

¾ по гидравлической схеме работы: простые, не имеющие ответвлений; сложные – имеющие ответвления, переменный по длине расход, вставку другого диаметра, параллельный участок, кольцевые трубопроводы.

Состав и категория ПТ. В соответствии с «Правилами по эксплуатации, ревизии, ремонту и выбраковке нефтепромысловых трубопроводов» (РД 39-132-94) выделяют следующий состав ПТ для нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений:

ПТ на газовых и газоконденсатных месторождениях:

¾ Газопроводы, газовые коллекторы неочищенного газа, межпромысловые коллекторы, трубопроводы для транспортирования газа и газового конденсата от УКПГ, УППГ до ГС, ДСК, КС, ПХГ, ГПЗ, независимо от протяженности

¾ Газопроводы-шлейфы, предназначенные для транспортирования газа и конденсата от скважин и от ПХГ до УКПГ, УППГ, и от КС ПХГ до нагнетательных и газлифтных скважин

¾ Трубопроводы, для подачи очищенного газа и ингибитора в скважины и на другие объекты обустройста месторождений

¾ Трубопроводы сточных вод давлением более10 МПа для подачи их в скважины для закачки

¾ метанолопроводы

ПТ на нефтяных месторождениях:

¾ Выкидные трубопроводы от нефтяных скважин, за исключением участков, расположенных на кустовых площадках скважин, для транспортирования продукции скважин до ГЗУ

¾ Нефтегазосборные трубопроводы для транспортирования продукции от ЗУ до сепарационных пунктов 1 ступени

¾ Газопроводы для транспортирования нефтяного газа от сепарационных установок до УКПГ, УППГ или потребителей

¾ Нефтепроводы для транспортирования газонасыщенной или разгазированной обводненной или безводной нефти от НСП и ДНС до ЦПС

¾ Газопроводы для транспортирования газа к газлифтным скважинам

¾ Трубопроводы системы ППД и захоронения попутных вод

¾ Нефтепроводы для транспортирования товарной нефти от ЦПС до МТ

¾ Ингибиторопроводы

Все внутрипромысловые трубопроводы в зависимости от их назначения, диаметра, рабочего давления, газового фактора, коррозионной активности перекачиваемой среды подразделяются на 4 категории. Категория ПТ определяется суммой баллов:

Назначение и классификация промысловых - student2.ru ,

где Кi определяется по зависимостям, полученным на основании экспертных оценок влияния указанных факторов на надежность работы трубопровода.

К 1 категории относятся трубопроводы с суммой баллов K > 50; ко второй – 33 < K < 50; к третьей 16 < K < 33; к четвертой – K < 16

Коэффициент К1 определяется в зависимости от назначения трубопровода (табл.3.1).

Таблица 3.1

Значение К1 для различных видов трубопроводов

Назначение трубопровода Значение коэффициента К1
Газопровод внутриплощадочный
Нефтегазопровод внутриплощадочный
Нефтепровод внутриплощадочный
Водовод внутриплощадочный
Газопровод внутрипромысловый
Нефтепровод внутрипромысловый
Нефтегазопроводный коллектор 1 порядка*
Нефтегазопроводный коллектор 2 порядка**
Водовод внутрипромысловый
Выкидная линия скважин

* Коллектор 2 порядка – нефтегазосборный трубопровод, отводящий продукцию нескольких кустов скважин до его врезки в коллектор 1 порядка.

**Коллектор 1 порядка – нефтегазосборный трубопровод, объединяющий продукцию нескольких коллекторов 2 порядка до входа его в пункт подготовки.

Коэффициент К2 учитывает ответственность трубопровода в зависимости от диаметра:

К2 = 0,01Dн,

где Dн - наружный диаметр ПТ

Коэффициент К3 учитывает влияние рабочего давления на относительную опасность его для людей и окружающей среды и определяется по зависимости:

К3 =Pраб,

где Рраб – рабочее давление в трубопроводе, МПа

Коэффициент К4 учитывает влияние газового фактора на надежность работы трубопровода и определяется по зависимости:

К4 = 0,06 Гф

где Гф – газовый фактор данного месторождения, м33

Коэффициент К5 учитывает влияние скорости коррозии трубопровода (внутренней или внешней в зависимости от ее преобладающего влияния) на надежность работы трубопровода и определяется по зависимости:

К5 = 20 vкор

где vкор – скорость коррозии трубопровода, мм/год

3.2. Проектирование промысловых трубопроводов.

Все существующие методы проектирования ПТ должны отвечать следующим критериям: оптимальная металлоемкость, современное техническое обслуживание, учет существующей системы сбора продукции скважин, учет очередности ввода скважин, безопасность для окружающей среды, оптимальные сроки строительства.

Проектирование ПТ сводится к решению следующих задач:выбор трассы, выбор рациональной длины и диаметра ПТ, гидравлический, прочностной и механический расчеты.

На выбор трассы оказывают влияние следующие факторы: сейсмостойкость, экология, надежность, перспективы развития месторождения, затраты на сооружение перекачивающей станции. Трассы выбирают с учетом размещения скважин на площади месторождения и ее размеров, характеристики продуктивных пластов и дебитов скважин, принятой схемой подготовки скважинной продукции, климатических условий и рельефа площади промысла. Трассу между двумя заданными пунктами выбирают по карте местности крупного масштаба, близкой к прямой линии, с обходом болот, водоемов, дорог, промышленных объектов, и пр.

Основные требования к трассам заключаются в следующем:

¾ выбор трассы производится на основе вариантной оценки экономической целесообразности и экологической допустимости из нескольких возможных вариантов;

¾ прокладка ПТ по территории населенных пунктов, промышленных и сельскохозяйственных предприятий не допускается;

¾ газопроводы должны располагаться над нефтепроводами при их пересечении;

¾ допускается совместная в одной траншее или на общих опорах прокладка трубопроводов одного или различного назначения.

¾ Количество ПТ, укладываемых в одну траншею, определяется проектом, исходя из условий надежности и безопасности эксплуатации ПТ, удобства выполнения строительно-монтажных и ремонтных работ.

Выбор рациональных длин и диаметров ПТ. Расчеты проводят для заданной пропускной способности с учетом плотности и вязкости перекачиваемой среды для двух значений температуры, принимая во внимание диаметры соседних ПТ большего и меньшего значения, чем у рекомендуемого. Технологические расчеты проводят с использованием укрупненных экономических показателей, отвечающих минимальной металлоемкости и минимуму затрат на строительство и эксплуатацию ПТ. По результатам расчетов принимается ближайший в сторону увеличения внутренний диаметр трубы по сортаменту.

Гидравлический, тепловой, и механический расчет ПТ. В основе гидравлического описания работы ПТ, по которому осуществляется перекачка, лежит уравнение Бернулли. Механический и прочностной расчеты сводятся к оценке толщины стенок труб с учетом максимально возможного рабочего давления и диаметра труб, выбору марки стали. Тепловой расчет проводится для правильной расстановки подогревателей и настройки режима их работы на основе уравнений теплового баланса.

Гидравлический расчет ПТ должен выполняться :

– на максимальную добычу жидкости, принимаемую по проектным документам, и эффективную вязкость, соответствующую обводненности скважинной продукции на этот период;

– на максимальную эффективную динамическую вязкость и соответствующую ей добычу жидкости.

Для обеспечения трубопроводного транспорта высоковязкой нефти с температурой замерзания выше минимальной температуры грунта на глубине укладки ПТ, следует предусматривать специальные инженерные решения: путевой подогрев, ввод деэмульгаторов, смешение с маловязкой нефтью, газонасыщение и т.д.

Выкидные линии должны проектироваться в одну нитку с соблюдением принципа коридорной прокладки с другими инженерными коммуникациями.

Раздельный сбор и транспорт разносортных нефтей и нефтяных газов и однотипных пластовых нефтей в каждом случае должен проектироваться на основании технико-экономических обоснований с учетом:

– целевого назначения использования нефти и ПНГ

– возможности осуществления технологических процессов совместной подготовки разносортных нефтей, ПНГ и добываемой воды;

– магистрального их транспорта до потребителей

Наши рекомендации