Трубы нефтяного сортамента реферат
Обновлено: 06.07.2024
Герметичность и прочность соединения обеспечиваются силами трения по площади контакта внутренней поверхности муфты и наружной поверхности стальной трубы и прочностью на срез замков, зависящей от утолщений по концам муфт, толщины стенок трубы и муфты, а также марки сталей, из которых изготовлены трубы и муфты. В каждом конкретном случае в зависимости от эксплуатационного давления в трубопроводе… Читать ещё >
Промысловые нефтяные трубопроводы ( реферат , курсовая , диплом , контрольная )
Министерство образования и науки Российской Федерации Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования
Реферат по дисциплине: История нефтегазопромыслового дела Исполнитель:
студент группы 2Б2С1
Камынин Сергей Александрович Руководитель:
преподаватель Томск 2012
1. ПРОМЫСЛОВЫЕ НЕФТЯНЫЕ ТРУБОПРОВОДЫ
3. ПРЕДЛОЖЕНИЯ И РАЗРАБОТКИ
4. ПРОГРАММНЫЙ КОМПЛЕКС ДЛЯ ПРОЕКТИРОВАНИЯ МАГИСТРАЛЬНЫХ И ПРОМЫСЛОВЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ ЗАКЛЮЧЕНИЕ СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ ПРИЛОЖЕНИЯ
Перед продажей нефть квалифицируется по видам в зависимости от месторождения и основных принятых в отрасли показателей. Она разделяется на легкую, среднюю и тяжелую, исходя из этого происходит деление на марки, которые и котируются на рынке. Вообще в мире существует огромное количество марок нефти. Но касательно РФ, основные поставляемые марки — это Urals (тяжелая нефть), она же самая покупаемая, Rebco и Siberian Light.
1. Промысловые нефтяные трубопроводы
Промысловые нефтяные трубопроводы предназначены для того, чтобы перегонять нефть непосредственно от скважин к различным объектам в границах промысла. Они разделяются на несколько видов по разным параметрам: по рабочему давлению (высокое, среднее и низкое), способу прокладки (подземные или надземные, наземные или подводные), по схеме работы (без ответвлений или с ответвлениями), по типу напора (напорные или безнапорные).
Кроме того, трубопроводы на промыслах делятся на выкидные линии и сборные коллекторы.
Выкидные линии откачивают сырье из скважин и транспортируют его до замерной установки. Диаметр труб варьируется от 75 до 150 мм, а длина, в зависимости от устройства промысла, бывает более 4 километров.
Промысловые нефтепроводы бывают самотечные, напорно-самотечные, свободно-самотечные, а так же безнапорные. Все это обусловливается рельефом — если от скважины идет уклон, то, конечно, незачем устанавливать насосы, достаточно одного, который непосредственно выкачивает сырье. Однако рельеф на промысле бывает неодинаков — и тогда трубопровод может быть комбинированным — один участок самотечный, другой — напорно-самотечный (следует заметить, что в напорно-самотечном трубопроводе течет только нефть, газа там нет, а в свободно-самотечных и безнапорных газ и нефть движутся раздельно).
Для того чтобы увеличить скорость движения нефти, понижают ее вязкость за счет подогрева. Это достигается путем ввода в сырье поверхностно-активных веществ. Так же можно увеличить пропускную способность нефтепровода, при помощи дополнительных насосов или проложив параллельный нефтяной коллектор, называемый лупингом.
Кроме того, на промыслах есть сеть трубопроводов, которые обеспечивают нормальную работу, как и на любом предприятии. Например, для нагнетания воды в скважины, чтобы поддержать пластовое давление. А промысловые ингибиторопроводы подают реагенты в нефтяные скважины. Например, деэмульгаторы, которые не позволяют закупорить пласт. Эта сеть и есть нефтяные технологические трубопроводы, о которых упоминалось выше.
Так, по нефтепроводам сырье начинает свой путь от скважины и дальше, до нефтеперерабатывающего завода. Следующим этапом продвижения нефти будут магистральные нефтепроводы, которые и доставляют продукт до нефтебаз. С этих нефтебаз осуществляется транспортировка нефтепродуктов уже непосредственно для конечного использования.
2. Виды труб
нефтяной трубопровод коррозионный промысловый Магистральные нефтепроводы и нефтепродуктопроводы имеют четыре класса — это зависит от условного диаметра труб:
· первый класс — от 1000 до 1200 мм;
· второй класс — от 500 до 1000 мм;
· третий класс — от 300 до 500 мм;
· четвертый класс — до 300 мм.
Стальные трубы применяют в трубопроводах, работающих при значительных внутренних давлениях, а также при укладке их в макропористых грунтах, в сейсмических районах, по мостам и эстакадам и при устройстве дюкеров Существенным недостатком стальных труб является их подверженность коррозии, которая ведёт к огромной бесполезной трате металла, сокращению срока службы трубопроводов, увеличивает шероховатость внутренний поверхности стенок труб, что сопряжено с дополнительными затратами энергии на подачу жидкости. Таким образом, коррозия труб вызывает увеличение как строительных, так и эксплуатационных расходов в системах транспортировки жидкостей.
Для защиты от коррозии внешней поверхности стенок трубы долгие годы изменялись различные типы битумных покрытий. В настоящее время используется обмотка различными типами полимерных плёнок как в полевых так и в заводских условиях.
Для предохранения внутренней поверхности труб от коррозии применяют различные виды покрытий: цементно-песчаные, лаковые, эпоксидные, эмалевые и д.р. Одни из них имеют ограниченную область применения, а цементно-песчаные, например, обуславливают значительное уменьшение площади поперечного сечения, что приводит к увеличению гидравлических сопротивлений и снижению пропускной способности труб.
Технические характеристики покрытия труб представлены в Приложении 3.
Трубы нефтегазопроводные и общего назначения диаметром 114 — 530 мм применяются для строительства нефтегазопроводов, нефтепродуктопроводов, технологических и промысловых трубопроводов, в том числе, в районах Сибири и Крайнего Севера, водопроводов, систем отопления, конструкций различного назначения; обустройства газовых и нефтяных месторождений (см. Приложение 1).
Электросварные прямошовные (однои двухшовные) трубы диаметром от 508 до 1420 мм с толщиной стенки от 7 до 48 мм для магистральных газонефтепроводов, нефтепродуктопроводов и подводных трубопроводов. Изготавливаются из сталей классов прочности от К38 до К65 на рабочее давление до 250 атмосфер методом UOE и JCOE — формовки и автоматической дуговой сварки под слоем флюса. Освоено производство труб классов прочности К52-К65 для строительства газопроводов в северной климатической зоне с температурой эксплуатации до минус 60 °C, промысловых трубопроводов повышенной коррозионной стойкости и хладостойкости, трубопроводов для транспортировки нефтегазопродуктов с повышенным содержанием сероводорода.
По требованию потребителя завод поставляет трубы с наружным трёхили двухслойным антикоррозионным полиэтиленовым или пропиленовым покрытием, покрытием под обетонирование, внутренним гладкостным или антикоррозионным покрытием.
Продукция комплекса полностью соответствует требованиям отечественных и международных стандартов на магистральные газонефтепроводные трубы, а также требованиям действующих СНиПов и СП, в том числе СНиП 2.05.06−85 и СП 34−101−98.
Трубы также аттестованы Американским нефтяным институтом по стандарту API Spec 5L.
Информация о трубах представлена в Приложении 2.
3. Предложения и разработки
Коррозия нефтепромысловых трубопроводов представляет серьезную экономическую и экологическую проблему, нанося громадный ущерб нефтедобытчикам, окружающей среде и здоровью людей.
С практической и экономической точки зрения одним из наиболее простых в применении способов защиты стальных трубопроводов от внутренней и наружной коррозии является использование стальных труб с внутренней и наружной футеровкой полиэтиленовыми трубами.
Разработанный заводом способ футерования стальных труб трубами из полиэтилена базируется на релаксационном характере относительно небольшой холодной деформации полиэтиленовых труб.
Для примера, можно привести коррозию металла труб на трубопроводах повышения пластового давления Западного — Тэбукского нефтяного месторождения Республика Коми и пути их повышения и надёжности. В 2002 году на трубопроводах частота аварий составило 19,45 штук/км в год.
Для нужд нефтедобычи освоено производство стальных футерованных труб по ТУ14-ЗР-63−2002 и ТУ размерами 57×3,5−6 мм, 76×3−8 мм, 89×2−10мм, 108×4−10 мм, 114×4−12 мм, 133×5−12 мм, 159×6−14 мм, 168×6−14 мм, 219×8−20 мм, 273×8 мм и 325×8 мм.
Эксплуатационная надежность и долговечность трубопроводов из труб, футерованных полиэтиленовыми трубами, обеспечивающим коррозионную защиту стальной трубы в течение 30−50 лет, зависят главным образом от конструкций, применяемых соединений и технологии монтажа. Соединения кроме необходимых прочностных характеристик, соответствующих давлению в трубопроводах, должны обладать коррозионной стойкостью, не меньшей чем основная труба.
Герметичность и прочность соединения обеспечиваются силами трения по площади контакта внутренней поверхности муфты и наружной поверхности стальной трубы и прочностью на срез замков, зависящей от утолщений по концам муфт, толщины стенок трубы и муфты, а также марки сталей, из которых изготовлены трубы и муфты. В каждом конкретном случае в зависимости от эксплуатационного давления в трубопроводе производится расчет геометрических размеров элементов соединения (как правило, на максимальное давление, на которое рассчитана труба).
Для монтажа трубопроводов в полевых условиях разработана поточная, автономная мобильная линия, которая позволяет вести монтаж трубопроводов в любых климатических условиях.
1. В качестве защиты от коррозии трубопроводов на нефтепромыслах в футерованной трубе используются трубы из полиэтилена, обладающего универсальной химической стойкостью к любым агрессивным средам, которые могут встретиться при нефтедобыче или применяться в ней.
2. Механическая прочность футерованных трубопроводов определяется прочностью стальных труб, надежно защищенных от коррозии. При расчетах на прочность и долговечность отпадает необходимость введения поправок на толщину стенки по коррозии, что снижает расход металла на изготовление отдельных труб и снижает вес трубопроводов.
3. Стоимость футерованных трубопроводов незначительно выше стоимости стальных. Получаемый экономический эффект от их применения за счет надежности и долговечности многократно превосходит все затраты на изготовление футерованных труб, монтаж и эксплуатационные затраты.
4. Программный комплекс для проектирования магистральных и промысловых нефтепроводов
Система Трубопровод 2012 — это программный комплекс на платформе AutoCAD 2008/2009/2010/2011/2012/2013, созданный для проектирования магистральных трубопроводов. Проверенные временем инструменты в разы повышают производительность, уменьшают ошибки, и обеспечивают выдачу качественного проектного материала для строительства.
Специалисты сообщают, что использование Трубопровод 2005/2008 повысило их производительность в 8 раз, в сравнении с ручной работой в AutoCAD.
В Системе Трубопровод 2012 реализованы сотни новых требований, которые на протяжении последних лет поступали от инженеров из десятков институтов, проектирующих такие трубопроводные системы как ВСТО, БТС, Харьяга-Индига. А сейчас комплекс используется многими институтами при проектировании Южного потока. Система Трубопровод 2012 поможет Вам предоставлять проектную документацию заказчику быстрее и с меньшими затратами времени.
Система Трубопровод 2012 это шесть модулей обеспечивающие автоматизацию от изысканий до проектирования:
LotWorks — проектирование трубопровода на профиле; расчеты отводов, вставок и совмещенных поворотов; оформление профилей и планов; расчет объема земляных работ; создание отчетных документов, включая ведомость укладки труб, отводов, спецификацию изделий и ведомость объемов работ.
LandProf — прокладка трассы трубопровода и подготовка исходного набора профилей; широкий набор инструментов для трассирования (перетрассировка, объединение, перенос); создание отчетных документов, включая ведомость косогорных участков, продольных уклонов, угодий и согласований, ведомость пересечений по трассы в форматах MS Word и MS Excel.
GeoDraw — построение геологических разрезов и ведения каталога скважин; создание различных ведомостей: ведомость прогнозных уровней ИГЭ, гидрогеологических условий, болот, каталог горных выработок, литологические разрезы скважин и др.
Топоплан — создание цифровых моделей ситуации инженерного назначения и подготовки топографических планов и карт различных масштабов; стандартный каталог объектов местности определенный в ГОСТ Р 52 439−200.
Геолог - обработка данных лабораторных паспортов грунтов по ИГЭ, статистическая обработка и вычисления нормативных и расчетных значений физико-механических и других свойств грунтов, обработка статического зондирования и вычисления несущей способности грунтов для различных длин и сечений свай.
Лаборатория - ввод, хранение и обработки результатов лабораторных испытаний грунта: физико-механические свойства, включая мерзлые грунты, органоминеральные свойства, химический анализ, определение гранулометрического состава, анализ скальных грунтов и экологический анализ, генерация комплекта документации.
В Системе Трубопровод 2012 реализован новый принцип распределенного хранения проектной информации: информация о проектируемом объекте хранится непосредственно в чертеже (dwg-файле), с которым работает инженер. Эта информация может быть внесена в базу проекта, которая содержит данные по всем объектам данного проекта. Наличие базы проекта обеспечивает совместную работу проектного и изыскательских подразделений, позволяя инженерам обмениваться проектными данными. Каждый участник может работать над проектом одновременно с другими и делать результаты своей работы доступными для других. Таким образом, инженеры могут одновременно на разных компьютерах работать с разными участками одной трассы и затем объединять результаты в базе проекта, и создавать на основе этой информации отчетные документы.
Заключение
Сейчас нефтепроводы делаются из стали или пластика, диаметр труб варьируется от 10 до 120 сантиметров. Основная масса нефтепроводов находится на глубине 1−2 метра под землей. Для того чтобы предавать нефть по нефтепроводам была изобретена специальная система насосов, расположенных через определенное расстояние по всей длине нефтепровода. Эта система обеспечивает передачу нефти по трубам со скоростью от 1 до 6 метров в секунду.
Еще существуют многофункциональные нефтепроводы, которые способны передавать два или несколько продуктов одновременно по одному трубопроводу. Интересен тот факт, что содержимое внутри при передаче нескольких нефтепродуктов никак не разделяется. Сходные по свойствам продукты смешиваются, при этом между ними образуется разделительная пленка, которая при доставке удаляется.
При транспортировке сырой нефти следует учитывать тот факт, что нефть содержит в себе некоторые воска и парафины. При транспортировке нефти в холодном климате эти воска и парафины могут создавать дополнительные проблемы, например, застывая при определенной температуре, начинают затруднять проходимость нефти по трубам.
Поэтому для северных территорий были разработаны специальные аппараты, запускающиеся внутрь нефтепровода и очищающие его поверхности от различных отложений. Они вводятся в эксплуатацию на специальных станциях, чистят загрязнившиеся участки и изымаются на других станциях.
1. Гумеров Р. С. Понятие , классификация магистральных нефтепроводов. — М., Нефть и газ, 1999.
2. Векштейн М. Г. Состав сооружений магистральных нефтепроводов. — М., Промиздат, 2001.
4 Раздел ТРУБЫ БУРИЛЬНЫЕ ГЛАВА 1 СОРТАМЕНТ БУРИЛЬНЫХ ТРУБ Трубы бурильные ведущие В верхней части бурильной колонны находится ведущая труба, предназначенная для пер,едачи вращения от привода через ротор бурового станка,бурильной колонне, состоящей,из бурильных труб, замков и утяжеленных бурильных труб (УБТ). Бурильная колонна заканч'ивается долотом или д'ругим инструментом. В отличие от бурильных труб, замков и УБТ ведущая труба, как пра~ вило, имеет форму квадратного, иногда шестигранного сечения. Другие формы сечений (крестообразная, желобчатая, круглая) в нефтепромысловой практике практически не применяются. Ведущая труба предотвращает возможность реверсивного вращения бурильной колонны от действия реактивного момента забойного двигателя (турбобура, винтового, электробура). В практике бурения ведущие трубы применяются сборной конструкции, состоящие из трубы, верхнего и нижнего переводников, и цельной (неразъемной) конструкции. Ведущие трубы сборной 'конструкц.ии И3'Готовляются 'в ОCfювном квадратного сечения, включают собственно трубу, верхний пере ВОДНИК типа ПШВ для соединения с вертлюгом и нижний перевод НИК типа ПШН ДЛЯЛРИlClоединения к бурильной колонне. Ведущие трубысбор'ной конструкции иэгото'вляются ПО ТУ размерами 112х 112, 140х 140, 155х 155 мм и по ТУ размерами 65х65 и 80х80 мм. Размеры и масса ведущих труб сборной конструкции приведены втабл.l.lинарис.l.l. На концахведущейтрубы нарезается трубная коническая резьба (профиль по ГОСТ ) - правая на нижнем и левая - на верхнем. ---" На нижний конец трубы навинчивается (ГОРЯЧИlМ способом на прессовой посадке) переводник ПШН (рис. 1.2, а, табл. 1.2), а на верхний - лереводни'к ПШВ (рис. 1.2,6, табл. 1.3). Для защиты от износа замковой резьбы переводника ПШН между замком бурильной трубы и переводниlком ведущей трубы устанавливается переводник типа ПП. Ведущие трубы (горячекатаные) изготовляются из сталей групп прочности Д И 1\, переводники - из стали 40ХН (ГОСТ ). Механические свойства горячекатаной трубы приведены в табл l' 3ак '
6 Длина трубы L, м общая Замковая резьба переводников (гост ) Наружныil диаметр переводннка, ММ Масса (теоретическая), D рабочей части L p ' не менее не менее не более " верхнего нижнего верхнего ннжнего 1 м трубы без переводников пеfjеводника верх- нижнего него ,5 65,6 14+2,5 106,6 14+2,5 124, ,3 9,3 10,0 10,0 1-12,5 12,5 3-76Л 3-88Л Таблица ;1.2 Размеры и :масса нижних переводников iпшн (мм), 0.' 'о '111,11 ",'" ~o:: "':.4 ''''.t "1:.4 :.1; =111.t 00: 11111' '" = ::1 '".,= ():a~ "1= о > '''J: ~~~ ::C~C :i;;. j :i="", :i ::Ф:;_ j:q ~ 7 Таблица 1.3 Размеры и масса верхних переводников ЛШВ (мм) Условный размер ведущей бурильиой трубы,.",[ Наружный Обозначенне ", диаметр перезамковой резьбы водника +20 ходного отверпо гост D 1[±О,5 L_ 10 стия d±o,6 ","",ш д. '" "'-1 Масса, кг, не бодее 65 З-76Л ,0 80 З-88Л ,5 112 З-121Л ,9 112 З-152Л ,0 112 З-171Л ,0 140 З-147Л ,8 140 З-152Л ,0 155, З-152Л ,0 Таблица 1.4 Механические свойства ведущих труб и переводников после термообработки Изделие Группа прочности сталн J Марка стали Времениое Отиосн- сопротив- ление, МПа кучесгн, удлннение МПа 6., % Ведущие Д трубы К Перевод ники - 40ХН По ГОСТ Относнтельное сужение QJ, % t;:.д 'д ~ t~ -~ ~ 1;:r:!1::( ;;. Таблица 1.5 Размеры резьбового соединения бурильных ведущих труб сборной конструкции (мм) Предел :гетедьиое "' о = !О: : ,266 59,871 56,251 73,266 71,246 67, ,266104, ,376 ljз, , ,751! 48, , , ,065 60, ,065 14, ,<) ,065 8,585 6,35 9 Допускаются отдельные дефекты в П'Р,еделах установленных допусков. Для определения глубины дефектов допускается их подрубка, при этом их глубина не должна превышать 18% от номинальной толщины стенки. Подрубка не допускается на расстоянии 500 мм от концов. В этом случае допускается запиловка дефектных мест на глубину не более 12,5% от номинальной толщины стенки. 6
9 608'ОГО соединения обеспе, ЧИ8Jают,ся конической резьбой и блоки- 2 рующи,м пояском. Поясок протачивае'j1ся на стандартной горячекатаной ведущей трубе квад'ратного 'сечения (lпо ТУ ) за резьбой. Конструкции сое- ~~о f-----,.----'t. ll-..l-j==. динения раз'р,аботаны для ведущих труб квадратного сечения 112, 140, 155 мм. Резьбу перевоj1:- Рис Ведущая труба с блокирую- ника прове-ряют по ТУ щим пояском ТВБ: 73 калибром оос!мещением изме- ~;;;.:~~ба квадратного сечення; 2 - пере. " рительной плоскости соответственно на 84, 94 и 109 мм. Переводники навинчивают,ся в горячем состоянии после их нагрева на С. 2. Конструкция ВНИИБТ с коническими стабилизирующими поясками и переводниками - ТВКП. Прочность и герметичность резьбового соединения обеспечиваются конической резьбой трапецеидального профиля ТТ с углом 300 (по ГОСТ ) и J~реводников не должно быть плен, раковин, закатов и других дефектов. Вырубка, заварка и заделка дефектных мест не доrnyс!каются. Разностенность торца конуса нип, пельного конца нижнего riереводника не должна превышать 2 мм. Профиль, размеры и предельные отклонения замковой резьбы предусматриваются по гост Впадины замковой резьбы и Таблица 1.6 Размеры резьбового соединения ТВБ (мм) Сторона квадрата. l. G Элемент по"ска D Т б Перевод ру а ник ,57 110, ,57 136, ,57 152,3 Допускаемое ,07 --0,07 ±5 отклонение
10 а Резьба JaHKo!aJ1 А 1:32 ~ ~ 1:;;2 PeJЫ1a занкоdаll "о roct5z81n5(.le!ai1j. A-- а ~A по ГОСТ528В-75 ~ --,~ r!ii't---'-:- ~:-"'--H Lf( A~ ~r ~ V ~. t--l '1''''_-- -7'1L---- К=1:З2 Резьоа TT(.ledJ.R) f1езыjатт Рис Ведущая труба с коническими стабилизирующими поясками ТВКП: а - труба; б - резьбовое соедииеиие зарезьбовую канавку резьбы ТТ рекомендуется упрочнять путем обкатки рол,иком по ИНСТРYlкции ВНИИБТ ИОР-УОР2. Замковая р'евыба, резьба ТТ и коническая расточка переводников должны быть фосфатир.ованы. Сборка переводников с трубой по резьбе ТТ и коническому стабилизирующему поя,ску должна производиться горячим способом с а нагревом 'в индукторе до температуры (ОС): ПВВК-112, ПВНК-112 ПВВК-140, ПВНК-140 ПВВК-155, ПВНК После свинчивания соединения должно быть обеспечено сопряжение торца трубы и внутреннего упорного 'Горца переводника по всему пер,иметру стыка упорных поверхностей. КОНТРОЛЬ резьбового сое Д и н е н и я Т В К П. Резьба ТТ ведущей бурильной трубы контролируется резьбовыми и гладкими калибрами так же, как бурильные трубы с коническими стабилизирующими поясками по ГОСТ В переводниках ПВВ( и ПВНК контролируются внутренняя резьба ТТ и коническая ра,сточка, а также внутренняя и наружная зам'ковые Расчетlft1n плоскость, v---: ОСlfоdlft1я J(ОНlLчеСКlLХ плоскость no(>e,oxhocmetl Рис Резьбовое соединение ведущих труб ТВКП: а - переводник; б - труба 9
11 --. Q Таблица 1;1, Размеры ведущих БУРИЛЪНЪiХ труб ТВ'О] (мм) Обозначение резьбы. пред- Длина пере- Наружный диаметр назначенной для соединения Обозна чение за мковой резь- водников переводника D "" ~'1. Длина веду- ведущих труб с переводника- бы переводника Шифр веду- о о Сторона "'С>. щей трубы с ми '- '- щей трубы с квадрата а "'.. переводника - переводник811и верхнего ~~ ми L к '" '" нижнего С>. " нижним верхним нижнего верхнего '" ~..) ~..) $~ ТВКЛ ТТ99Х5.08Х ТТ99Х5.08Х Л Х' :32 Хl : 32Л ТВКЛ TТl27X TT27X Ч Л Х5,08Хl : 32 )(5,08Х, Хl : 32Л ТВКП ТТ140Х ТТ140Х Л Х5.08Хl : 32 Х5,08Х Х1 : 32Л '" '" Таблица _. _ ~- - - Размеры ведущихбурильных труб ТВКП (мм) Ведущая труба Обозначение резьбы. Переводники предназначенной для соединения переводd обозначенtjе \ Замковая D. d BH T ников с ведущей трутрубы 1 переводников резьба бой D d, L, d. обозначение D L d BH м! ТВКП ,5 95, ,6 166 Тl99X5,08X1 : 32 ПВНК '201 99, ,325 ТВКП ,5 118, ,6 190 TТl27X5,08X1 : 32 ПВВК ТВКП ,5 136, ,6 190 ТТ140Х5.08Х 1 : 32 ПВНК , , ,025 ПВНК '111140' ,975 ПВВК
15 - '/ /"///А; ~ 't:j , i ---- '// /:/1,'//LL. t.:/ ~ _4 [~ \ ~350 t:q l~j,. >- ~- ~:"~~,, ~",-::\ _. le+ 2 ~. ;.'. 1 ~5~ Zo ~ lрl1m!!пl1mь " " ~""",,~ Рис Трубы с высаженными наружу концами и муфты к ним (тип 2) ной муфты - расстоянием от свободного торца муфты до последней риски резьбы другого конца трубы. допускается применение бурильных труб длиной 11,5 м, сваренных по месту высадки из двух труб по специальным техническим условиям. Трубы типов 1, 2 длиной 6, 8 и 11,5 м лоставляются без муфт, а по заказу потребителя трубы длиной 6 и 8 м - в комплекте с навинченными вручную муфтами. Допускаются следующие отклонения по размерам и массе труб: По наружному диаметру трубы, %: при обычной точности изготовления (трубы типов 1-4). при повышенной точности изготовления (трубы типов 1, 2) Увеличение наружного диаметра за высаженной наружу частью труб, мм: типа 2 на длине не более 100 м типа 4 на длине не более 150 мм По наружному диаметру муфты (трубы типов 1: 2), % По толщине стенки труб, %: обычной точности (трубы типов 1-4). повышенной точности (трубы типов 1, 2) (плюсовые отклонения ограничиваются массой труб) по диаметру расточки муфты (трубы типов 1, 2), мм. По наименьшему внутреннему диаметру высаженной части (трубы типов 1,3), мм. ±1 ±О,75 16 Таблица. 10 Размеры труб с высаженными наружу концами.и муфты к ним (мм) Труба МуФта Масса, кг ~ = Высадка Расточка 1:(:;; "'" OU ;,:'" 3нутрен- Наружный Толщина Длина до > . ний диа- ~O:CC) ",> . >.>:; не менее ::1" -о- ~-o- :ii "" 60 60,3 7 46,3 67, , ,151 1,5 ~2,7 9 42, , , ,0 9 55,0 81, ' ' ,2 2,5 ~4, ,О 16, ,з1 7 75, ,0 9 71,0 97, ,83,5 ~5, , ,2 8 85, ,6 9 83, , ,4 4,5 ~9, , ,4 ~ , ,7 8 98,3 9 96,3 [ , , , ,3 25, ,3 28, , , , , , ,7 32, ,7 35,0 п '1' и м е ч а н,и я: 1. Пр,и вычислени:и массы плотность стали принята ра,вной 7,85 г!смз. 5,0 ~11,0 7,0 ~15;0 2. На внутренjней полости участка высадки (/зmiп +/4) допускается технологическая 'кону,сность до 6 мм, т. е. размер dl может быть больше размера d на 6 мм.
17 . о) Таблица 1.11 Размеры труб с высаженными внутрь и стабилизирующими поясками - ВК, НК (мм) наружу концами и коническими Высадка стенки s 'Д \Дл"'" до ". дельное Наружиый,нич,ескiOЙ реходной ча- Длина обработ~и сти высадки 11 Условный Наружный Толщина Внутренннй диаметр трубы диаметр трубы D диаметр d Диаметр про- хода а, (предиаметр отклонение D6m!n Lm!n lm!п ±1,5) с высаженными внутрь :концами 89 89,0 9 71, ,0' 54 89, ,6 9 83, , , ,3 9 96, ; , , , , , , , , , , , С высаженными наружу :концами 73 73,0 9 55,0 52,0 185, ,0 4.8, ,0, 9 71,0 68,0 101, ,0 64, ,6 9 83,6 80,6 115, ,6 'Z8, ,3 9 96,3 9,3,3 ' 10 94,3 91,3 130,, ,3 89,.3, Пр им е ч а н и Я: 1. При вычислении массы плоти'ость стали приията равиой 7.85 г/м'. 2. Ра3llер D6rnin указан для мехасн ически обработанной поверх.ности высаженных ~OHЦOB т,руб на ДJllUlе Lmin. Масса, кг Увеличение 1 м массы одной гладкой трубы вследтрубы С11Вие высадкв обоих концов ,8 3,9 21,2 3,4 20,4 5,1 22,4 5,0 23,3 7,3 25,7 7,1 28,0 6,9 26,2 7,8 28,9 7,6 29,0 11,0 32,0 10,2 35,0 9,2 14,2 3,7 16,8 17,8 4,5 21,2 20,4 5,7 22,4 23,3 25,7 7,9 28,0
24 =1,5 мм (см. рис. 1.12) с отклонением +2,4 мм. Расстояние от торца муфты до начала резьбы (последней риски) на трубе должно быть 9+3,2 мм. Резьба труб и муфт должна быть гладкой, без заусенцев, рванин и других дефектов, нарушающих ее непрерывность и прочность. Параметр шероховатости поверхности резьбы Rz должен быть не более 20 мкм пq ГОСТ На первых двух витках резьбы с полным профилем (на длине l) допускаются черновины по вершинам резьбы. На середине муфты для выхода резьбообразующего инструмента протачивается канавка на.глубину не более 0,5 мм, превышающую Пубину резьбы. ДОlПуС'кается перерез 'встречных витков резьбы. 1( высаженному концу труб В(, Н( предъявляются следующие требования. Торец трубы должен быть перпендикулярен к оси резьбы. Неперпендикулярность не более 0,06, непл'оскостнqjсть - не более 0,1 'мм. Оси резьбы и конического стабилизирующего пояска должны совпадать. Допускаемое отклонение от соосности не более 0,04 мм. Разностенность в плоскости торца трубы должна быть не более: 4 мм - для труб диаметром 73 мм; 4,5 мм - для труб диаметром 89, 102 M~; 5 мм - для остальных диаметров труб - 114, 127, 140 мм. Поверхность конического стабилизирующего пояска и торца трубы доюкна быть гладкой, без заусенцев, рванин и других дефектов. На наружной поверхности высаженной части трубы, подвергающейся ~еханической 06раБОТlке, на расстоянии L min от торца трубы допускается выполнять переход с конического стабилизирующего пояска на цилиндрическую поверхность под углом не более 150 к оси трубы. Л1есто перехода механически обработанной поверхности трубы диаметром D B к необработанной поверхности наружного диаметра высадки допускается выполнять под углом не более 150 к оси трубы. Наружный диаметр высадки должен допускать прохождение гладкого калибра-кольца диаметром на 2,5 мм меньше диаметра высадки. Па раметр шерохова -Гости поверхности конического стабилизирующего пояска и торца трубы R z должен быть не более 20 мкм по ГОСТ Остальные механически обрабатываемые поверхности Rz не более 40 мкм. л1 е х а н и ч е с к и е с в о й с т в а м а т е р и а л а т р у б и м У Ф т. Трубы и муфты в зависимости от групп прочности изготовляются из углеродистых (сталь марки 45) и легированных сталей марок 38ХНЛ1, 36Г2С, 35ХГ2СВ и др. Трубы ГРУiШ пrpочности 1(, Е изготовляются из легированных сталей путем нормализации с отпуском или из углеродистых сталей (закалка, отпуск) группы прочности Л, а трубы ГРУПП >прочности выше J (Л1, Р) - из легированных сталей (закалка - отпуск). 23
27 Таблица 1.20 Типы бурильных замков Обозначение типов Наименование Область применения 3Н зш 3У зшк: 3УК: 3амок с нормальным проходным отверстием Замок с широким проходным отверстием 3амок с увеличением проходным отверстием Замок с широким проходным отверстнем с конической расточкой 3амок с увеличенным проходным отверстием _с конической расточкой Для соединения труб с высаженными внутрь концами Для соединения труб с высажен ными внутрь и наружу концами Для соединения труб с высаженными внутрь концами с коническими стабилизирующими поясками Для соединения труб с высаженными внутрь и наружу концами с коническими стабилизирующими поясками Таблица 1.21 Основные размеры замков (мм).-- Типоразмер замка ЗН-80 3Н-95 3Н-08 ЗН-113 (3Н-140) (3Н-172) (3H-197J 3Ш-108 3Ш-118 3Ш-З3 3Ш-l46 3Ш Ш-2ОЗ 3~T_ Диаметр труб по ГОСТ с высаженны-jс высаженными внутрь ми наружу концами конца~j - Замковая резьба БО, , . , , , lб8, , , , ,3 101, ,1, , , , , ,3 1101, ,(j 114, lrз9, ТБНR ТБвК-,E!j ТБВК: ТБВК: ~ ТБНК ,2 ТБВК-114 ТБНК: ТБВК-127 ТБНК: D L Масса, кг У-08 ЗУ-120 У-146, У-155 У-185 УК:-М ШК:-Э_ ШК:-133 ШК:-178 З, УК УК-14б 3 с УК:-155 При м е ч а н и я: 1. Типоразмеры замков, указанные в скобках, пр,именять не рекомеидуется. 2. Обозначение замковой резьбы состоит из буквы З и целого значения большего диаметра основания конуса ниппеля. 26
30 tf l1 1.2 Рсзьоа эамlru6ак ~ 6 Замки зшк и 3!1К ЗGlНr/l зшк /.1 3!1К Рос Ниппели и муфты замков: а, 6 - соответственно ни.nпель и муфта замка для п'!>исоедlllllения t трубам типов J. 2; в, г - cootbetctbeнllo ниппель н муфта замка для присоединения к 11р,убам типов 3. 4 Размеры ниппелей замков должны соответствовать указанным на рис. 1.16, а и в табл. 1.22, а муфт - указанным на рис. 1.16,6 и в табл (для замков ЗН, ЗШ, ЗУ) и на рис. 1,16, в, 1.16, г и 8 табл. 1.24, 1.25 (для замков ЗШК, ЗУК). Размеры замковых соединений должны соответствовать указанным _ на рис и в табл " 15,875 i 15,87S ]J[ Рис Ниппель (а) и муфта (6) замка с 'замковой,резьбой: 1- УПОРНЫЙ уступ; l- УПОРНЫЙ торец; ll- дnива резьбы с поn вым ПРОфllJl.М
ЗАМКИ ДЛЯ БУРИЛЬНЫХ ТРУБ
ГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ СОЮЗА ССР ЗАМКИ ДЛЯ БУРИЛЬНЫХ ТРУБ ГОСТ 5286-75 ИЗДАТЕЛЬСТВО СТАНДАРТОВ Москва ГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ СОЮЗА ССР ЗАМКИ ДЛЯ БУРИЛЬНЫХ ТРУБ Drilling tool joints ГОСТ 5286-75 * Взамен
Нефтяные трубки применяют и при добыче, и во время транспортировки нефти. Классификация трубопроводов достаточно обширна — причём каждый из видов нефтяных трубопроводных изделий обладает своими уникальными характеристиками и свойствами.
- LiveJournal
- Blogger
В нефтяной промышленности используется очень много разноколиберных труб
- Трубки для добычи нефти: обсадные, для скважин с резьбовыми соединениями
- Бурильные трубы нефтяного сортамента: диаметр, производство, размеры, вес, ГОСТ
- Насосно — компрессорные трубы в нефтяной промышленности:
В этой статье говорится о том, какие нефтепроводные коммуникации используют нефтяники: какие трубы нефтяного сортамента (виды трубопроводов) ставят при возведении нефтепровода, какое оборудование для бурения скважин используют и др.
- нефтепромысловые;
- трубки для транспортировки нефти.
Нефтепромысловые трубные изделия бывают 3 видов:
- обсадные;
- бурильные;
- насосно-компрессорные.
Состав нефтепровода
Система для транспортировки нефти и нефтепродуктов состоит из множества компонентов:
- Линейные сооружения. К данной группе относятся запорная арматура, подъездные пути и вертолетные площадки, антикоррозийные сооружения, переходы и т.д.;
- НПС (или станции по перекачке нефти). Это сооружения, размещаемые вдоль трубопровода, они оборудуются электроприводным насосом, который может иметь скорость до 12 000 м3/ч. У каждой насосной станции в свою очередь имеются дополнительные объекты ‒ котельные, трансформаторные подстанции и т.д.;
- Тепловые станции, которые могут иметь теплоизоляционную защиту. Используют их в составе нефтепроводов для перекачки вязких продуктов.
Труба нефтяная, насосно-компрессорная
Требования, предъявляемые к нефтяным трубным изделиям насосно-компрессорного действия, обусловлены прямым предназначением – добычей нефти из скважины.
Трубный профиль должен обладать прочностными характеристиками из-за глубины скважины и возможностью смещения пород. Помимо прочего, собственный вес трубы на глубинной протяжённости, плюс основное назначение. Трубное изделие должно быть толстостенным, с попеременной внешней и наружной резьбой для стыковки, которые перед соединением смазываются для обеспечения герметичности и защиты от коррозии.
Виды труб для нефтепроводов
Трубопроводы для перекачки нефтепродуктов классифицируются по типу транспортируемого вещества. Так, например, существуют мазутопроводы, керосинопроводы, бензинопроводы. Следующий способ классификации основан на функциях, для выполнения которых предназначен трубопровод:
- Внутренние. Такие нефтепроводы используются для транспортировки продукта на территории нефтехранилищ и нефтеперерабатывающих заводов, то есть для внутренних нужд предприятия;
- Местные. Это трубопроводы, имеющие большую протяженность по сравнению с предыдущими. Главное их назначение ‒ транспортировка нефтепродуктов между производственными площадками;
- Магистральные. Трубопроводы данного типа имеют высокую пропускную способность и огромную протяженность, применяются для перекачки нефтепродуктов к потребителю. Магистральные трубопроводы имеют собственную классификацию, и делятся на классы в зависимости от диаметра металлопрокатной продукции:
- Первый класс. Это изделия с диаметром от 1000 до 1200 мм;
- Второй класс. Трубы, имеющие диаметр от 500 до 1000 мм;
- Третий класс. Такие трубы могут иметь диаметр, равный 300‐500 мм;
- Четвертый класс. Это трубы для магистральных нефтепроводов
с диаметром до 300 мм.
Трубки для добычи нефти: обсадные, для скважин с резьбовыми соединениями
Обсадные трубки предотвращают такие негативные последствия работы подобных трубопроводных изделий:
- деформация стенки скважины;
- смещение пластов;
- деформация нефтедобывающего оборудования;
- остановка транспортировки нефтяных продуктов.
![]()
Обсадные трубопроводные элементы имеют диаметр, равный 114—508 миллиметров (мм), а толщина трубных стенок составляет 5–16 мм.
Подобные трубопроводные изделия изготавливают по конкретным нормативным документам:
- ГОСТ 632–80,
- Ту 14–3р-76–2004,
- Ту 14–3р-29–2007 и др.
Во время добычи чёрного золота в качестве обсадных применяют 2 типа трубопроводных изделий:
- трубки, которые имеют двухстороннюю нарезанную трубную резьбу;
- трубопроводные элементы, которые оснащены резьбой под муфту;
- трубы, имеющие безмуфтовые раструбные соединения.
Нужно иметь в виду специфику применения обсадной трубы — в подобной ситуации монтажники обращают внимание на минимальный внешний диаметр раструбов и муфт, который практически равен внешнему диаметру трубопроводного изделия.
Бурильные трубы нефтяного сортамента: диаметр, производство, размеры, вес, ГОСТ
Для того чтобы пробурить скважину, нефтяники используют бурильные трубы. Бурение скважин заключается в том, что бурильное трубное изделие передаёт вращающий момент с буровой установки на резцы, которые бурят землю, различные породы или скалы. Бурильные утяжелённые трубы выдерживают максимальное давление при добыче черного золота.
![]()
Бурильные трубопроводные изделия изготавливают по таким техническим документам:
- ГОСТ Р 50278–92,
- Ту 14-161-175-98,
- Ту 14–3р-76–2004 и др.
Буровые трубы имеют внешний диаметр, равный 60,3–139,7 мм, а толщина трубной стенки равна 7,1–10,5 мм.
- такие трубопроводные изделия являются бесшовными трубами;
- в процессе изготовления рабочие оснащают бурильные трубы наваренным замком;
- сварные швы должны быть ровными — без дефектов. Подобные швы выводят трубопроводное изделие за пределы максимального допуска по диаметру;
- сварные трубные швы подвергаются термообработке — рабочие закаливают их;
- сварное трубопроводное соединение производители проверяют не только на качество шва, но и на изгиб.
Суровость требований понятна если от трубопроводного изделия отвалился замок, то это приводит к остановке оборудования — при извлечении из скважины буровой установки или при бурении ещё 1 скважины.
Предназначение и классификация нефтяных трубопроводов, проблема их коррозионного износа и обеспечение защиты с помощью футерования полиэтиленовыми трубами. Возможности программного комплекса для проектирования магистральных и промысловых нефтепроводов.
Рубрика Геология, гидрология и геодезия Вид реферат Язык русский Дата добавления 20.11.2012 Размер файла 37,6 K Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
Министерство образования и науки
Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение
высшего профессионального образования
по дисциплине: История нефтегазопромыслового дела
студент группы 2Б2С1
Камынин Сергей Александрович
1. ПРОМЫСЛОВЫЕ НЕФТЯНЫЕ ТРУБОПРОВОДЫ
3. ПРЕДЛОЖЕНИЯ И РАЗРАБОТКИ
4. ПРОГРАММНЫЙ КОМПЛЕКС ДЛЯ ПРОЕКТИРОВАНИЯ МАГИСТРАЛЬНЫХ И ПРОМЫСЛОВЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ
Перед продажей нефть квалифицируется по видам в зависимости от месторождения и основных принятых в отрасли показателей. Она разделяется на легкую, среднюю и тяжелую, исходя из этого происходит деление на марки, которые и котируются на рынке. Вообще в мире существует огромное количество марок нефти. Но касательно РФ, основные поставляемые марки - это Urals (тяжелая нефть), она же самая покупаемая, Rebco и Siberian Light.
1. Промысловые нефтяные трубопроводы
Промысловые нефтяные трубопроводы предназначены для того, чтобы перегонять нефть непосредственно от скважин к различным объектам в границах промысла. Они разделяются на несколько видов по разным параметрам: по рабочему давлению (высокое, среднее и низкое), способу прокладки (подземные или надземные, наземные или подводные), по схеме работы (без ответвлений или с ответвлениями), по типу напора (напорные или безнапорные).
Кроме того, трубопроводы на промыслах делятся на выкидные линии и сборные коллекторы.
Выкидные линии откачивают сырье из скважин и транспортируют его до замерной установки. Диаметр труб варьируется от 75 до 150 мм, а длина, в зависимости от устройства промысла, бывает более 4 километров.
Промысловые нефтепроводы бывают самотечные, напорно-самотечные, свободно-самотечные, а так же безнапорные. Все это обусловливается рельефом - если от скважины идет уклон, то, конечно, незачем устанавливать насосы, достаточно одного, который непосредственно выкачивает сырье. Однако рельеф на промысле бывает неодинаков - и тогда трубопровод может быть комбинированным - один участок самотечный, другой - напорно-самотечный (следует заметить, что в напорно-самотечном трубопроводе течет только нефть, газа там нет, а в свободно-самотечных и безнапорных газ и нефть движутся раздельно).
Для того чтобы увеличить скорость движения нефти, понижают ее вязкость за счет подогрева. Это достигается путем ввода в сырье поверхностно-активных веществ. Так же можно увеличить пропускную способность нефтепровода, при помощи дополнительных насосов или проложив параллельный нефтяной коллектор, называемый лупингом.
Кроме того, на промыслах есть сеть трубопроводов, которые обеспечивают нормальную работу, как и на любом предприятии. Например, для нагнетания воды в скважины, чтобы поддержать пластовое давление. А промысловые ингибиторопроводы подают реагенты в нефтяные скважины. Например, деэмульгаторы, которые не позволяют закупорить пласт. Эта сеть и есть нефтяные технологические трубопроводы, о которых упоминалось выше.
Так, по нефтепроводам сырье начинает свой путь от скважины и дальше, до нефтеперерабатывающего завода. Следующим этапом продвижения нефти будут магистральные нефтепроводы, которые и доставляют продукт до нефтебаз. С этих нефтебаз осуществляется транспортировка нефтепродуктов уже непосредственно для конечного использования.
2. Виды труб
нефтяной трубопровод коррозионный промысловый
Магистральные нефтепроводы и нефтепродуктопроводы имеют четыре класса - это зависит от условного диаметра труб:
· первый класс - от 1000 до 1200мм;
· второй класс - от 500 до 1000мм;
· третий класс - от 300 до 500мм;
· четвертый класс - до 300мм.
Стальные трубы применяют в трубопроводах, работающих при значительных внутренних давлениях, а также при укладке их в макропористых грунтах, в сейсмических районах, по мостам и эстакадам и при устройстве дюкеров
Существенным недостатком стальных труб является их подверженность коррозии, которая ведёт к огромной бесполезной трате металла, сокращению срока службы трубопроводов, увеличивает шероховатость внутренний поверхности стенок труб, что сопряжено с дополнительными затратами энергии на подачу жидкости. Таким образом, коррозия труб вызывает увеличение как строительных, так и эксплуатационных расходов в системах транспортировки жидкостей.
Для защиты от коррозии внешней поверхности стенок трубы долгие годы изменялись различные типы битумных покрытий. В настоящее время используется обмотка различными типами полимерных плёнок как в полевых так и в заводских условиях.
Для предохранения внутренней поверхности труб от коррозии применяют различные виды покрытий: цементно-песчаные, лаковые, эпоксидные, эмалевые и д.р. Одни из них имеют ограниченную область применения, а цементно-песчаные, например, обуславливают значительное уменьшение площади поперечного сечения, что приводит к увеличению гидравлических сопротивлений и снижению пропускной способности труб.
Технические характеристики покрытия труб представлены в Приложении 3.
Трубы нефтегазопроводные и общего назначения диаметром 114 - 530 мм применяются для строительства нефтегазопроводов, нефтепродуктопроводов, технологических и промысловых трубопроводов, в том числе, в районах Сибири и Крайнего Севера, водопроводов, систем отопления, конструкций различного назначения; обустройства газовых и нефтяных месторождений (см. Приложение 1).
Электросварные прямошовные (одно- и двухшовные) трубы диаметром от 508 до 1420 мм с толщиной стенки от 7 до 48 мм для магистральных газонефтепроводов, нефтепродуктопроводов и подводных трубопроводов. Изготавливаются из сталей классов прочности от К38 до К65 на рабочее давление до 250 атмосфер методом UOE и JCOE - формовки и автоматической дуговой сварки под слоем флюса. Освоено производство труб классов прочности К52-К65 для строительства газопроводов в северной климатической зоне с температурой эксплуатации до минус 60°С, промысловых трубопроводов повышенной коррозионной стойкости и хладостойкости, трубопроводов для транспортировки нефтегазопродуктов с повышенным содержанием сероводорода.
По требованию потребителя завод поставляет трубы с наружным трёх- или двухслойным антикоррозионным полиэтиленовым или пропиленовым покрытием, покрытием под обетонирование, внутренним гладкостным или антикоррозионным покрытием.
Продукция комплекса полностью соответствует требованиям отечественных и международных стандартов на магистральные газонефтепроводные трубы, а также требованиям действующих СНиПов и СП, в том числе СНиП 2.05.06-85 и СП 34-101-98.
Трубы также аттестованы Американским нефтяным институтом по стандарту API Spec 5L.
Информация о трубах представлена в Приложении 2.
3. Предложения и разработки
Коррозия нефтепромысловых трубопроводов представляет серьезную экономическую и экологическую проблему, нанося громадный ущерб нефтедобытчикам, окружающей среде и здоровью людей.
С практической и экономической точки зрения одним из наиболее простых в применении способов защиты стальных трубопроводов от внутренней и наружной коррозии является использование стальных труб с внутренней и наружной футеровкой полиэтиленовыми трубами.
Разработанный заводом способ футерования стальных труб трубами из полиэтилена базируется на релаксационном характере относительно небольшой холодной деформации полиэтиленовых труб.
Монтаж нефтепромысловых трубопроводов осуществляется с использованием уникальной бессварочной технологии при помощи неразъемного муфтового соединения труб, выполняемого методом холодного волочения муфты через сужающую фильеру на специализированном оборудовании.
Для примера, можно привести коррозию металла труб на трубопроводах повышения пластового давления Западного - Тэбукского нефтяного месторождения Республика Коми и пути их повышения и надёжности. В 2002 году на трубопроводах частота аварий составило 19,45 штук/км в год.
Эксплуатационная надежность и долговечность трубопроводов из труб, футерованных полиэтиленовыми трубами, обеспечивающим коррозионную защиту стальной трубы в течение 30-50 лет, зависят главным образом от конструкций, применяемых соединений и технологии монтажа. Соединения кроме необходимых прочностных характеристик, соответствующих давлению в трубопроводах, должны обладать коррозионной стойкостью, не меньшей чем основная труба.
Герметичность и прочность соединения обеспечиваются силами трения по площади контакта внутренней поверхности муфты и наружной поверхности стальной трубы и прочностью на срез замков, зависящей от утолщений по концам муфт, толщины стенок трубы и муфты, а также марки сталей, из которых изготовлены трубы и муфты. В каждом конкретном случае в зависимости от эксплуатационного давления в трубопроводе производится расчет геометрических размеров элементов соединения (как правило, на максимальное давление, на которое рассчитана труба).
Для монтажа трубопроводов в полевых условиях разработана поточная, автономная мобильная линия, которая позволяет вести монтаж трубопроводов в любых климатических условиях.
1. В качестве защиты от коррозии трубопроводов на нефтепромыслах в футерованной трубе используются трубы из полиэтилена, обладающего универсальной химической стойкостью к любым агрессивным средам, которые могут встретиться при нефтедобыче или применяться в ней.
2. Механическая прочность футерованных трубопроводов определяется прочностью стальных труб, надежно защищенных от коррозии. При расчетах на прочность и долговечность отпадает необходимость введения поправок на толщину стенки по коррозии, что снижает расход металла на изготовление отдельных труб и снижает вес трубопроводов.
3. Стоимость футерованных трубопроводов незначительно выше стоимости стальных. Получаемый экономический эффект от их применения за счет надежности и долговечности многократно превосходит все затраты на изготовление футерованных труб, монтаж и эксплуатационные затраты.
4. Программный комплекс для проектирования магистральных и промысловых нефтепроводов
Система Трубопровод 2012 - это программный комплекс на платформе AutoCAD 2008/2009/2010/2011/2012/2013, созданный для проектирования магистральных трубопроводов. Проверенные временем инструменты в разы повышают производительность, уменьшают ошибки, и обеспечивают выдачу качественного проектного материала для строительства.
Специалисты сообщают, что использование Трубопровод 2005/2008 повысило их производительность в 8 раз, в сравнении с ручной работой в AutoCAD.
В Системе Трубопровод 2012 реализованы сотни новых требований, которые на протяжении последних лет поступали от инженеров из десятков институтов, проектирующих такие трубопроводные системы как ВСТО, БТС, Харьяга-Индига. А сейчас комплекс используется многими институтами при проектировании Южного потока. Система Трубопровод 2012 поможет Вам предоставлять проектную документацию заказчику быстрее и с меньшими затратами времени.
Система Трубопровод 2012 это шесть модулей обеспечивающие автоматизацию от изысканий до проектирования:
LotWorks - проектирование трубопровода на профиле; расчеты отводов, вставок и совмещенных поворотов; оформление профилей и планов; расчет объема земляных работ; создание отчетных документов, включая ведомость укладки труб, отводов, спецификацию изделий и ведомость объемов работ.
LandProf - прокладка трассы трубопровода и подготовка исходного набора профилей; широкий набор инструментов для трассирования (перетрассировка, объединение, перенос); создание отчетных документов, включая ведомость косогорных участков, продольных уклонов, угодий и согласований, ведомость пересечений по трассы в форматах MS Word и MS Excel.
GeoDraw - построение геологических разрезов и ведения каталога скважин; создание различных ведомостей: ведомость прогнозных уровней ИГЭ, гидрогеологических условий, болот, каталог горных выработок, литологические разрезы скважин и др.
Топоплан - создание цифровых моделей ситуации инженерного назначения и подготовки топографических планов и карт различных масштабов; стандартный каталог объектов местности определенный в ГОСТ Р 52439-200.
Геолог - обработка данных лабораторных паспортов грунтов по ИГЭ, статистическая обработка и вычисления нормативных и расчетных значений физико-механических и других свойств грунтов, обработка статического зондирования и вычисления несущей способности грунтов для различных длин и сечений свай.
Лаборатория - ввод, хранение и обработки результатов лабораторных испытаний грунта: физико-механические свойства, включая мерзлые грунты, органоминеральные свойства, химический анализ, определение гранулометрического состава, анализ скальных грунтов и экологический анализ, генерация комплекта документации.
В Системе Трубопровод 2012 реализован новый принцип распределенного хранения проектной информации: информация о проектируемом объекте хранится непосредственно в чертеже (dwg-файле), с которым работает инженер. Эта информация может быть внесена в базу проекта, которая содержит данные по всем объектам данного проекта. Наличие базы проекта обеспечивает совместную работу проектного и изыскательских подразделений, позволяя инженерам обмениваться проектными данными. Каждый участник может работать над проектом одновременно с другими и делать результаты своей работы доступными для других. Таким образом, инженеры могут одновременно на разных компьютерах работать с разными участками одной трассы и затем объединять результаты в базе проекта, и создавать на основе этой информации отчетные документы.
Сейчас нефтепроводы делаются из стали или пластика, диаметр труб варьируется от 10 до 120 сантиметров. Основная масса нефтепроводов находится на глубине 1-2 метра под землей. Для того чтобы предавать нефть по нефтепроводам была изобретена специальная система насосов, расположенных через определенное расстояние по всей длине нефтепровода. Эта система обеспечивает передачу нефти по трубам со скоростью от 1 до 6 метров в секунду.
Еще существуют многофункциональные нефтепроводы, которые способны передавать два или несколько продуктов одновременно по одному трубопроводу. Интересен тот факт, что содержимое внутри при передаче нескольких нефтепродуктов никак не разделяется. Сходные по свойствам продукты смешиваются, при этом между ними образуется разделительная пленка, которая при доставке удаляется.
При транспортировке сырой нефти следует учитывать тот факт, что нефть содержит в себе некоторые воска и парафины. При транспортировке нефти в холодном климате эти воска и парафины могут создавать дополнительные проблемы, например, застывая при определенной температуре, начинают затруднять проходимость нефти по трубам.
Поэтому для северных территорий были разработаны специальные аппараты, запускающиеся внутрь нефтепровода и очищающие его поверхности от различных отложений. Они вводятся в эксплуатацию на специальных станциях, чистят загрязнившиеся участки и изымаются на других станциях.
Список литературы
1. Гумеров Р.С. Понятие, классификация магистральных нефтепроводов. - М., Нефть и газ, 1999.
2. Векштейн М.Г. Состав сооружений магистральных нефтепроводов. - М., Промиздат, 2001.
Читайте также:
