Группа трубопровода с нефтью

Для транспортировки нефти и нефтепродуктов существуют различные способы: водный, железнодорожный, автомобильный и трубопроводный транспорт нефтепродуктов.

Наиболее экономичной является трубопроводная транспортировка.

Основными преимуществами такого вида транспорта нефтепродуктов являются:

  • низкая себестоимость перекачки;
  • трубопроводы модно строить в любых местах и в любых направлениях на любое необходимое расстояние;
  • трубопроводы – просты в обслуживании;
  • такой вид транспортировки не зависит от погоды, времени года и времени суток, что обеспечивает её бесперебойность и, как следствие,  гарантирует доставку до потребителей;
  • такую транспортировку легко автоматизировать;
  • трубопроводы значительно уменьшают транспортные потери и так далее.

Все трубопроводы, которые предназначены для доставки нефти и нефтепродуктов на значительные расстояния, принято называть  магистральными.

В зависимости от типа перекачиваемого продукта, магистральные трубопроводы делятся на:

  • нефтепроводы  (перекачка сырой нефти);
  • нефтепродуктопроводы (перекачка бензина, керосина, дизтоплива и прочих нефтепродуктов).

Если трубопровод используется для транспортировки какого-либо одного вида жидкости, то их называют конкретно – бензинопроводы, керосинопроводы, мазутопроводы, и так далее.

Как и любой другой вид транспортировки, трубопроводный способ тоже имеет свои недостатки, к которым относятся:

№Полезная информация
1 значительные первоначальные капитальные вложения на этапе  строительства
2 наличие некоторых ограничений на число видов энергоносителей

Магистральные и другие виды  трубопроводов

Основными характеристиками магистрального трубопровода являются:

  • длина;
  • диаметр;
  • пропускная способность;
  • наличие станций для перекачки.

Современные типы таких трубопроводов имеют протяженность до нескольких десятков тысяч километров. Они являются составной частью отдельных  предприятий, которые  оборудованы целым комплексом насосных перекачивающих станций (как головных, так и промежуточных), а также комплексом наливных станций, для которых есть все необходимые производственные и вспомогательные сооружения.

Показатель пропускной способности современных магистральных трубопроводов достигает годовой отметки более, чем 50 миллионов тонн нефти или нефтепродуктов. Основными диаметрами таких трубопроводов являются 800, 1020, 1220 миллиметров и  больше.

При трубопроводной транспортировке нефти на длинные расстояния, возникает необходимость преодолевать серьезные сопротивления гидравлического характера. Для этого, в зависимости от перекачиваемых  объемов, строятся  несколько перекачивающих насосных станций вдоль всей длины трубы.

На территории нашей страны основное  строительство магистралей для перекачки нефти проходило в период с 60-х по 80-е годы прошлого века.

Для того, чтобы оценить масштаб проделанной строителями работы, приведем некоторые цифры: в 1960-и году трубопроводная транспортировка обеспечивала перекачку  163-х миллионов тонн различных нефтепродуктов и нефти-сырца (70,6 процента от общего количества), а спустя два десятилетия,  в 1980 году, этот показатель вырос до 574-х миллионов тонн, или до 90,9 процента.

В настоящее время за все централизованное управление, учет нефтяных ресурсов и поставку нефти на НПЗ нашей страны, а также за доставку продукции до зарубежных потребителей и за транзит нефти по территории России, отвечает АК «Транснефть», в составе которой – десять предприятий.

Читать также: Группа трубопровода с нефтьюОсновы работы биржи нефтепродуктов

В ведении «Транснефти» находятся:

  1. магистральных нефтепроводов с диаметром трубы  400-1220 миллиметров – примерно пятьдесят тысяч километров;
  2. перекачивающих насосных станций – 393;
  3. резервуаров для хранения – 867 (общая емкость –  12,7 миллионов кубометров).

Помимо магистральных, бывают еще местные и внутренние нефтепроводы.

Внутренние – находятся на территориях  предприятий добычи, хранения и переработки. Если такой трубопровод находится на промысле – его называют внутрипромысловым; если на нефтебазе – внутрибазовым; на НПЗ – внутризаводским.

Местными называются нефтепроводы,  соединяющие различные  объекты разных предприятий (к примеру, построенные между головными сооружениями нефтяного промысла и головной станцией магистрального трубопровода,  или между промыслом и  пунктом налива железнодорожного или водного транспорта,  и так далее).

По такому критерию, как длина, магистральными считаются все  нефтепроводы длиннее 50-ти километров. По диаметру трубы – от 219-ти до 1220-ти миллиметров. Также магистральными считаются нефтепроводы, назначение которых –  доставка нефти от места её добычи до местных потребителей и на экспорт.

Основными объектами магистрального нефтепровода являются:

  • головная насосная станция;
  • комплекс подводящих трубопроводов;
  • промежуточные станции для перекачки нефти;
  • конечный пункт приема продукта;
  • различные  линейные сооружения.

Задача головной насосной станции – прием нефтяного сырья с промыслов, его учет и закачка в нефтепровод.

Через комплекс подводящих трубопроводов происходит доставка сырья с промыслов до головной станции.

Промежуточные станции перекачки служат для  восполнения потерь  энергии, которые происходят при преодолении нефтяным  потоком сопротивления сил трения, и обеспечивают в трубе необходимое давление.  Их размещают  согласно данным гидравлических расчетов. Обычное расстояние между ними варьируется от 50-ти до 100 километров.

  • Как на головной, так и на каждой промежуточной станции обязательно есть объекты, обеспечивающие их ремонт, водо-, тепло- и электроснабжение и выполняющие прочие обслуживающие функции.
  • Конечный пункт – как правило, либо НПЗ  (нефтеперерабатывающий завод), перевалочное предприятие (нефтебаза, станции налива в железнодорожные цистерны или в нефтеналивные суда, и так далее) .
  • Линейные сооружения магистрального трубопровода:
  1. основная труба;
  2. вся запорная арматура трубопровода;
  3. подводные и подземные переходы (под дорогами и по дну водоемов);
  4. идущие вдоль трубы линии электропередач и связи;
  5. станции, обеспечивающие  антикоррозионную катодную или протекторную защиту и так далее.

Виды и способы перекачки нефти

Перекачка нефтепродуктов и нефтяного сырья бывает постанционной и транзитной.

Постанционная перекачка подразумевает заполнение резервуаров промежуточных насосных станций, после чего  по мере их заполнения, продукцию начинают перекачивать на следующую станцию. Если на таких станциях есть несколько резервуаров, то перекачка идет непрерывно. Это обеспечивается тем, что пока один резервуар заполняется, из другого уже идет откачка в нефтепровод.

Транзитная перекачка происходит либо через промежуточный резервуар, либо сразу – из насоса в насос. Если используется резервуарная система, то нефтяная продукция, полученная от предыдущей станции, на следующей закачивается в резервуар, где происходит отделение от нефти воды и  газа.

При системе «насоса – насос» продукция минует промежуточный резервуар, сразу перекачиваясь дальше по трубе. Второй способ является более совершенным и  экономичным, поскольку  обеспечивает максимальную герметизацию и предотвращает потери легких углеводородных фракций в результате процессов испарения, происходящих  в резервуарах.

Обычно при транзитной перекачке резервуары применяют только в случаях возникновения аварийных ситуаций, а основной системой является «насос-насос».

Читать также: Группа трубопровода с нефтьюКак происходит перевалка нефтепродуктов?

В последнее время увеличился объем добычи нефтей с высоким уровнем вязкости.

Перекачка такого сырья по трубопроводу, используя обычные методы, затруднительна, поэтому используются новые перекачивающие методики:

  • перекачка нефти с применением  разбавителей;
  • перекачка предварительно подогретой нефти;
  • перекачка с применением различных  присадок и так далее.

Самым эффективным и доступным из перечисленных способов  является первый – с разбавителями, в качестве которых применяются газовый конденсат, легкая нефть и другие углеводороды. Смешивание нефти с повышенной вязкостью с разбавителем позволяет снизить как саму её вязкость, так и  температуру её застывания.

Перекачка с подогревом также весьма популярна в настоящее время, однако здесь есть свои нюансы. По мере продвижения по трубе  нефть находится в процессе теплообмена, что приводит к её постепенному остыванию, поэтому  для её дальнейшего движения подогрев необходимо повторять. Такие пункты подогрева на магистральных трубопроводах стоят  через 50-100 километров по всей длине трубы.

Реологические свойства высоковязких видов нефти можно улучшать  при  помощи специальных депрессионных присадок.

Для высоковязких парафиновых нефтей наиболее эффективна поверхностно-активная полимерная присадка марки ДН-1, производимая в России. Из импортируемых эффективной является присадка под названием «Рахаттз».

Такие вещества добавляются в сырую нефть из расчета 0,02-0,15 процентов от её общей массы.

При магистральной перекачке нефтепродуктов и нефти-сырца применяются как  средства местной автоматики, так и автоматические средства с  дистанционных управлением. Для обеспечения качественного  своевременного контроля, ремонта и обслуживания трубопровода, его разделяют на участки.

Каждый участок имеет свою насосную станцию и штат линейных обходчиков, которые и отвечают за контроль работы закрепленного за ними участка. Современный контроль за нормальным состоянием магистрали обеспечивается с помощью вертолетов  и других летательных аппаратов. Обычно каждая насосная станция имеет свою ремонтную бригаду.

Головные станции стараются строить максимально близко к промысловым районам. На ней обязательно возводят резервуар для приемки  и учета нефтяного сырья, поступающего с мест добычи, а также  устройства для запуска очистного скребка, который чистит трубопровод от парафина,  разделители и прочие необходимые сооружения.

Виды применяемых резервуаров

Описанные выше резервуары бывают:

  1. в зависимости от установки:
  2. вертикальные;
  3. горизонтальные.
  4. в зависимости от материала, из которого они изготовлены:
  5. стальные;
  6. железобетонные.

Читать также: Группа трубопровода с нефтьюРазмеры акциз на нефтепродукты в 2017 году

Наибольшее распространение получили РВС – резервуары вертикальные стальные. Их корпус в форме цилиндра сваривают из стальных листов размерами полтора на шесть метров и толщиной листа от 4 до 25 миллиметров.

Читайте также:  Труб включает в себя быстрое

Они снабжены кровлей либо конической, либо сферической формы. Днище таких резервуаров –  тоже сварное.

Устанавливают РВС на специальные песчаные подушки, предварительно обработанные  битумом, чтобы избежать коррозионного повреждения днища.

РВС, устанавливаемые  на головных промысловых сооружениях, как правило, имеют объем от одной до десяти тысяч кубометров. В системе магистральных резервуаров объем РВС достигает  50-ти тысяч кубических метров.

Чтобы максимально снизить потери легких нефтяных фракций от испарения,  РВС оборудуют плавающими крышами и понтонами. Такие резервуары называют РВСПК. Их основное отличие от простых РВС в том, что стационарной крыши у них нет.

Вместо неё устанавливает стальной сварной диск, который плавает на поверхности жидкости. Чтобы такую плавучую крышу не заклинило, диаметр диска делают на 100 – 400 миллиметров меньше, чем внутренний диаметр резервуарного цилиндра.

Пространство между внутренней стенкой и диском герметизируют при помощи различных видов уплотняющих затворов.

Вертикальные резервуары с понтоном похожи на РВС и тоже обладают стационарной крышей. Их отличие в том, что в них на поверхности жидкости плавает специальный  понтон.

Его изготавливают либо из металла, либо из синтетических материалов. Синтетические понтоны отличаются от металлических своей непотопляемостью.

Их монтируют в резервуарах, не прибегая к демонтажу кровли и без применения огневых работ.

РГС – резервуары горизонтальные стальные бывают объемом от десяти до ста тысяч кубометров. Их используют как на промыслах, так и на перекачивающих станциях.

  1. YouTube responded with an error: The request cannot be completed because you have exceeded your quota.

Список используемой литературы:

  • Нефть и Нефтепродукты — Википедия
  • Хаустов, А. П. Охрана окружающей среды при добыче нефти/ Хаустов, А. П., Редина, М. М. Издательство: «Дело», 2006. 552 с.
  • Эрих В.Н. Химия нефти и газа. — Л.: Химия, 1966. — 280 с. — 15 000 экз.
  • «Bavarian Clock Haus and Frankenmuth Clock Company». Frankenmuth Clock Company & Bavarian Clock Haus.

Трубопроводы: Основные виды и категории armtorg.ru

Трубопроводы — виды и категорииТрубопроводом называется устройство предназначенное для транспортировки жидких, газообразных или сыпучих веществ. Основные виды трубопроводов приведены на рисунке ниже.

В зависимости от транспортируемой среды применяются термины: водопровод, газопровод, паропровод, нефтепровод, воздухопровод, маслопровод, кислотопровод, кислородопровод, бензопровод, молокопровод и т.д.

Основными общими параметрами трубопровода и арматуры являются:

 — Условный диаметр прохода DN (Dy), мм,

 — Условное давление РN (ру), МПа — Рабочая температура tp, °С среды. Различают рабочее давление рр, МПа и пробное давление рпр, МПа. Группа трубопровода с нефтью

Магистральные трубопроводы предназначены для транспортировки среды на дальние расстояния.

Магистральный трубопровод включает в себя сооружения по подготовке транспортируемой среды, линейную часть, насосные или компрессорные и газораспределительные станции.

По рабочему давлению магистральные газопроводы подразделяют на трубопроводы низкого давления — рр < 1,2 МПа, среднего давления - рр = 1,2...2,5 МПа и высокого давления - рр > 2,5 МПа.

Городские (поселковые) коммунально-сетевые трубопроводы используются для удовлетворения нужд городского населения и небольших промышленных предприятий.

Газопроводы городского газового хозяйства в зависимости от назначения подразделяют на транзитные, распределительные и ответвления. Транспортировка газа по городскому газопроводу действующими нормами допускается при рр < 1,2 МПа.

Городские газопроводы считаются низкого давления при рр < 0,005 МПа, среднего давления при рр = 0,005...0,3 МПа и высокого давления при рр > 0,3 МПа.

Технологическими называют трубопроводы промышленных предприятий, по которым транспортируются сырье, полуфабрикаты и готовые продукты, пар, вода, топливо, реагенты и другие материалы, обеспечивающие выполнение технологического процесса и эксплуатацию оборудования, отработанные реагенты и газы, различные промежуточные продукты, полученные или использованные в технологическом процессе, отходы производства. В зависимости от размещения на промышленном объекте технологические трубопроводы подразделяют на внутрицеховые, соединяющие агрегаты и машины технологических установок цеха, и межцеховые, соединяющие технологические установки разных цехов. Внутрицеховые трубопроводы называются обвязочными, если они устанавливаются непосредственно в пределах отдельных аппаратов, насосов, компрессоров и др. и соединяют их.

Технологические трубопроводы делятся на пять категорий в зависимости от характера транспортируемой среды, рабочего давления и рабочей температуры. Категория трубопровода устанавливается проектом.

Технологические трубопроводы считаются холодными, если они работают при среде, имеющей рабочую температуру tp < 50 °С, и горячими, если температура рабочей среды tp > 50 °С.

В зависимости от условного давления среды трубопроводы подразделяются на вакуумные, работающие при абсолютном давлении среды ниже 0,1 МПа (абс), низкого давления, работающие при давлении среды от 0,1 до 1,6 МПа или от 0 до 1,5 МПа (изб.), среднего давления, работающие при давлении среды от 1,5 до 10 МПа (изб.).

  • Безнапорными называются трубопроводы
  • В зависимости от максимального рабочего давления газа газопроводы и газоустановки бывают: низкого давления (при рр < 0,015 МПа и при 0,015 МПа < рр < 0,1 МПа), среднего авления (при 0,1 МПа < рр < 0,3 МПа) и высокого (при 0,3 МПа < рр < 0,6 МПа и при 0,6 МПа < рр < 1,2 Мпа).

, работающие без избыточного давления («самотеком»). В зависимости от степени агрессивности транспортируемой среды трубопроводы подразделяются на три группы: с неагрессивной и малоагрессивной средой (скорость коррозии менее 0,1 мм/год), со среднеагрессивной средой (скорость коррозии 0,1 — 0,5 мм/год) и с высокоагрессивной средой (скорость коррозии более 0,5 мм/год).

В газовом хозяйстве заводов черной металлургии разрешается прокладка газопроводов как межцеховых, так и внутрицеховых с рабочим давление рр < 0,6 МПа. В случае производственной необходимости допускается давление рр = 1,2 МПа. Для прокладки газопроводов с давлением выше 1,2 МПа требуется разрешение Госгортехнадзора.

Судовые трубопроводы предназначены для транспортирования различных сред в условиях работы судовых установок и агрегатов. Они имеют различные назначение, протяженность, рабочие параметры и условия эксплуатации.

Машинные трубопроводы служат для передачи среды из одной части машины в другую или же из одного агрегата в другой. К ним относятся: топливопроводы в дизельных и бензиновых двигателях, маслопроводы в станках, самолетах и т.п.

Проектирование, изготовление и монтаж технологических и городских трубопроводов производятся в соответствии с техническими регламентами и правилами Госгортехнадзора. Исключение составляют трубопроводы с невысокими параметрами среды, например, для пара при рабочем давлении до 0,2 МПа (абс); для воды с температурой до 120 °С; временно установленные трубопроводы со сроком до 1 года и некоторые другие.

К трубопроводам, предназначенным для транспортирования огне- и взрывоопасных, а также токсичных или радиоактивных сред, предъявляются высокие требования в отношении безопасности, непроницаемости и долговечности материалов корпусных деталей и герметичности по отношению к внешней среде.

Независимо от температуры таких рабочих сред при транспортировании их под вакуумом или под давлением при диаметре трубопровода до 400 мм должны применяться стальные бесшовные трубы. Сварные трубы можно использовать только при условии их изготовления по специальным техническим условиям.

Соединения в трубопроводах для транспортирования сжиженных газов должны осуществляться главным образом сваркой. В местах установки арматуры, с целью присоединения ее к трубопроводу, могут быть применены фланцевые соединения. Они могут быть использованы и в трубопроводах, требующих периодической разборки в целях очистки или замены отдельных участков.

Сварка является наиболее целесообразным и надежным методом соединения стальных трубопроводов и арматуры с трубопроводом. Она широко применяется в трубопроводных системах различного назначения, но во многих случаях используются и фланцевые соединения, обладающие своими достоинствами и недостатками как разъемные соединения.

В трубопроводах с малыми условными диаметрами часто используются резьбовые соединения.

Из чего состоит нефтепровод и в чем особенности его строительства

Только при организации грамотно продуманной системы доставки нефти добыча и переработка нефтепродуктов становится возможной.

Нефтепровод (трубопровод для перемещения сырья) является одним из основных способов транспортировки нефтепродуктов.

Нефтепровод — это сооружение инженерно-технического вида, основной функцией которого является транспортировка нефти и нефтепродуктов. Сооружение нефтепровода является весьма ответственной задачей.

Особенности строительства нефтепровода

Из-за высокого темпа потребления сегодня к трубопроводам предъявляются особые требования, так как именно они выполняют основную функцию в процессе снабжения.

Ежегодно возрастает грузооборот, приходящийся на технологические трубопроводы, и на сегодняшний день он является 1/3 частью от всего грузооборота России.

Несмотря на то, что довольно большое количество организаций предлагают свои услуги по монтажу этих сооружений, все равно заказывать расчет трубопровода необходимо лишь у проверенных компаний.

Строительство и прокладка трубопровода является весьма непростой технической задачей. Помимо того, что нужно правильно провести экспертизу труб, также следует еще и качественно, герметично сварить трубы в одну длинную непрерывную нить. Порой суммарная протяженность сварочных швов может быть в полтора раза больше длины самого наружного трубопровода.

Классификация нефтепроводов

Нефтепровод — это трубопровод, с помощью которого перекачивается не только нефть, но также и нефтепродукты, такие как керосин, мазут или бензин.

Читайте также:  Полиэтиленовые трубы пнд в изоляции

В зависимости от того, какое именно сырье будет транспортироваться, трубопровод классифицируется так: бензиновый, мазутный, керосиновый и так далее. Поэтому очень важно в процессе проектирования этого сооружения знать, для чего именно оно будет предназначено.

Ведь в зависимости от назначения трубопровода в большей степени будут зависеть требования к нему, в частности — изоляция.

Трубопроводы для транспортировки нефти по назначению подразделяются на:• Магистральные;• Технологические;

• Промысловые.

Магистральный трубопровод и трубопроводная арматура используются для транспортировки нефтепродуктов из производственных районов, из мест хранения или добычи до конечного потребителя.

Такой нефтепровод отличается высокой пропускной способностью, а его стандартный диаметр может варьироваться в диапазоне от 220 до 1400 мм.

Избыточное давление в таком сооружении может находиться в пределах от 1,2 до 10 МПа.

Магистральный нефтепровод является главным участком транспортировки нефтепродуктов. В ряде случаев могут быть использованы трубопроводы гидравлического типа.

Стальной магистральный трубопровод и запорная арматура к нему — это довольно сложное сооружение, но в тоже время это наиболее дешевый и самый простой метод доставки нефтепродуктов до конечной точки.

Благодаря магистральному трубопроводу легко транспортировать сырье из мест добычи в места переработки.

Технологический трубопровод и трубопроводная арматура используются с целью перемещения нефтепродуктов в пределе одного или нескольких предприятий. Также такое сооружение может использоваться и для транспортировки различных химических веществ, необходимых для обеспечения технологического процесса того или иного производства.

Промысловый трубопровод и трубопроводная арматура соединяют скважину с объектом или установкой, используемой для подготовки нефтепродуктов.

В процессе строительства такого нефтепровода прокладка труб происходит параллельно или же одиночно вместе с магистральным нефтепроводом, который уже работает.

Иногда монтаж нефтепровода и газопровода может осуществляться в едином техническом коридоре.

Устройство трубопроводов

Любой магистральный нефтепровод состоит из:• Линейного сооружения;• Наливной и перекачивающей насосной станции;

• Резервуарного парка.

Линейное сооружение снабжено устройствами защиты специального назначения, которые защищают трубы от воздействия коррозии. Кроме этого, эти сооружения снабжаются противопожарным оборудованием и электричеством, которое необходимо для работы насосных агрегатов.

Как устанавливается магистральный трубопровод

Наружный трубопровод этого типа монтируется на глубину 0,8 метра. В местах вечной мерзлоты трубы располагают на поверхности грунта с помощью специальных опор. В ряде случае трубопровод и запорная арматура могут быть подняты при помощи искусственных насыпей, а вот на болотистой местности их монтируют с использованием свай.

Если необходимо провести магистральный трубопровод в местах расположения крупных рек, то сначала создается фундамент, который зарывается ниже дна, на него ставятся опоры, а на них уже устанавливается сам трубопровод.

Прохождение трубопровода через железные и автомобильные дороги сопровождается надеванием на него специальных защитных патронов. Таким образом, трубы и запорная арматура оказываются защищенными от возможных повреждений.

Добыча нефти

Эксплуатировать трубопровод необходимо с особой осторожностью, поэтому возникает потребность в слежении за состоянием всей трубопроводной нити. В связи с этим одновременно с прокладкой трубопровода осуществляется монтаж линии связи и датчиков, которые позволяют следить за состоянием труб и прочих элементов системы.

Степени защиты

Из-за того, что нефтепровод защищен несколькими способами, он не подвергается опасности. Например, антикоррозионное покрытие дублируется станцией катодной защиты. На расстоянии 150 километров располагается обеспечивающая движение сырья насосная станция.

Мощный насос позволяет быстро транспортировать тонны нефти. Но помимо главного насоса в насосной станции установлен также резервный, и он может начать свою работу в любое время.

Все станции оснащены резервуаром с пропускной способностью не менее 0,3 от суточной нормы.

Подогрев сырья

Для подогрева сырья магистральный трубопровод оборудуется тепловой станцией. Также подогрев сырья необходим в случае, если оно слишком густое и его передвижение по трубам затруднено.

Для того чтобы разжижить нефть используются огневые печи и паровые подогреватели.

Интересен тот факт, что лишь строительство нефтепровода является экономически выгодным для собственника, так как перевозка нефтепродуктов в цистернах будет стоить огромных денег.

2 главных категории нефтяных трубок: от добычи до транспортировки

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.

В нефтяной промышленности используется очень много разноколиберных труб

  • 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.
  • Кроме того, в этом материале рассмотрены виды нефтяных скважин и основные способы эксплуатации скважин.
  • нефтепромысловые;
  • трубки для транспортировки нефти.

Нефтепромысловые трубные изделия бывают 3 видов:

  1. обсадные;
  2. бурильные;
  3. насосно-компрессорные.

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 варианты труб обязательно нужны для добычи нефти

  1. Обсадные трубопроводные элементы имеют диаметр, равный 114—508 миллиметров (мм), а толщина трубных стенок составляет 5–16 мм.
  2. 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:

  1. трубки, которые имеют двухстороннюю нарезанную трубную резьбу;
  2. трубопроводные элементы, которые оснащены резьбой под муфту;
  3. 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 трубы должны быть максимально прочными

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.

Утяжелённые бурильные трубы имеют такие технические особенности:

  1. такие трубопроводные изделия являются бесшовными трубами;
  2. в процессе изготовления рабочие оснащают бурильные трубы наваренным замком;
  3. сварные швы должны быть ровными — без дефектов. Подобные швы выводят трубопроводное изделие за пределы максимального допуска по диаметру;
  4. сварные трубные швы подвергаются термообработке — рабочие закаливают их;
  5. 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.

Общая схема буровой установки не так проста, как кажется

Буровая установка состоит из таких компонентов:

  • 1 – бурильная вышка;
  • 2 – бурильные насосы;
  • 3,4 – обсадные и буровые трубы;
  • 5 – турбобур;
  • 6 – долото;
  • 7 – ротор;
  • 8 – бурильные лебёдки;
  • 9 – вертлюг;
  • 10 – талевая система.

Насосно — компрессорные трубы в нефтяной промышленности:

Насосно-компрессорную трубку нефтяники погружают внутрь скважины — и в итоге через подобную трубу наружу вытекает нефть.

Насосно — компрессорная нефтяная труба имеет такие свойства:

  • является прочным трубным изделием. Глубина скважины равна 100 и более метрам. При такой длине скважины вес трубопроводного изделия огромен, и по ней течёт нефть;
  • герметично соединяется с остальными трубопроводными участками.

Насосно-компрессорную трубку изготавливают по таким нормативным документам:

  • ГОСТ 633–80,
  • Ту 14-161-198-2002,
  • ГОСТ Р 52203–204 и др.

Подобные трубные изделия имеют диаметр, равный 26,7—114,3 мм, а толщина трубной стенки составляет 5–7 мм.

Именно через НКТ вытекает нефть туда куда надо

  • Насосно-компрессорные трубки соединяют 2 способами:
  • Подобные трубные соединения должны быть равны диаметру трубы.

В целях установления герметичности трубных соединений нефтяники смазывают трубки перед стыковкой. В подобной ситуации смазка предотвращает образование на трубной резьбе задиров и коррозии.

Насосно-компрессорные трубки проходят гидравлические испытания. Ведь разрыв трубы приводит к появлению у нефтяников серьёзных проблем — в итоге расходы на испытания себя окупают. Классификация нефтяных трубопроводов проста и каждый сможет ее запомнить.

Трубки для транспортировки нефти:

По таким нефтяным трубкам нефтяники транспортируют чёрное золото.

Трубки для транспортировки нефтяных продуктов обладают такими эксплуатационными условиями:

  1. давление внутри нефтепроводной системы равно 10–12 МПа. Нефть является вязким материалом — в итоге,потери на трение о трубные стенки замедляют движение чёрного золота.В подобной ситуации монтажники оснащают нефтепроводные системы подпорными насосами, которые увеличивают скорость течения нефти по трубопроводу;
  2. на внутренней трубной поверхности не образуется металлической коррозии (ржавчины);
  3. строительство 1 нефтепровода, который имеет большой диаметр, дешевле возведения 10 небольших нефтяных трубопроводов. В итоге нефтяники ставят только большие нефтепроводные системы;
  4. при возведении нефтепровода монтажники чаще пользуются не бесшовными, а электросварными трубами, которые прочнее первых;
  5. производители не покрывают внутреннюю поверхность нефтепроводных трубок антикоррозионным раствором. Снаружи нефтепроводные системы покрывают битумной мастикой.

Трубки для транспортировки нефти имеют диаметр, равный 114–1420 мм. Толщина стенки электросварной трубы составляет 4 мм; бесшовной — 32 мм как максимум.

Читайте также:  Как металлопластиковые трубы соединить с котлом

Подобные трубные изделия изготавливают по различным техдокументам, в том числе и по ГОСТ 20295–85. В этом документе говорится об основных требованиях к производству сварных трубок.

Используя специальные техрегламенты, производители изготавливают нефтяные трубки для районов Крайнего Севера, в которых нефтепроводы работают при низких температурах, и трубопроводные изделия для подводных нефтепроводных систем и др.

В итоге производители изготавливают много оригинальных нефтяных трубных изделий, которые уникальны не только по своим габаритам, но и отличаются друг от друга технологией установки нефтепровода.

Кроме того, некоторые нефтяные трубки имеют специфические эксплуатационные характеристики. Нефтяные трубопроводы широко используются в энергетической отрасли и должны быть по максимуму качественными.

Классификация трубопроводов для транспорта нефти

  • Лекция №5
  • Классификация трубопроводов для транспорта нефти, засорение нефтепроводов и методы удаления отложений
  • Классификация трубопроводов, прокладываемых на нефтяном месторождении
  • Трубопроводы, транспортирующие продукцию скважин на площадях нефтяных месторождений, подразделяют:
  • 1) по назначению:
  • — нефтепроводы;
  • — газопроводы;
  • — нефтегазопроводы;
  • — нефтегазоводопроводы;
  • — водопроводы.
  • 2) по характеру напоров:
  • — напорные;
  • — безнапорные.
  • 3) по рабочему давлению:
  • — высокого давления (64 кгс/см2 и выше)
  • — среднего давления (16 – 64 кгс/см2);
  • — низкого давления (6 – 16 кгс/см2).
  • 4) по способу прокладки:
  • — подземные;
  • — наземные;
  • — надземные;
  • — подводные.
  • 5) по функции:
  • — выкидные линии, идущие от устья скважины до группового пункта сбора газа;
  • — нефтяные сборные коллекторы;
  • — газовые сборные коллекторы;
  • — водные сборные коллекторы;
  • — нефтегазоводные сборные коллекторы.
  • 6) по гидравлической схеме работы:
  • — простые трубопроводы, не имеющие ответвлений;
  • — сложные трубопроводы, имеющие ответвления (пример – кольцевые трубопроводы).
  • Трубопроводы, транспортирующие воду к нагнетательным скважинам, с целью поддержания пластового давления, делятся:
  • а) магистральные водопроводы, начинающиеся у насосной станции;
  • б) подводящие водопроводы, прокладываемые от магистральных водопроводов до кустовых насосных станций;
  • в) разводящие водоводы, прокладываемые от комплексной насосной станции до нагнетательных скважин.
  • Все вышеперечисленные трубопроводы по напору делятся на:
  • — трубопроводы с полным заполнением трубы;
  • — трубопроводы с неполным заполнением трубы.

Выкидные линии и нефтесборные коллекторы обычно не полностью заполнены нефтью, т.е. часть сечения выкидных линий и коллекторов занята газом, выделившимся или в процессе движения нефти по ним, или увлеченным нефтью из сепарационного оборудования.

В самотечных нефтепроводах нефть движется под действием гравитационных сил, обусловленных разностью вертикальных отметок в начале и 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.

  1. Загрязнение нефтепроводов и методы удаления
  2. Засорение выкидных линий и нефтесборных коллекторов, проложенных на территории нефтяного месторождения, происходит по следующим причинам:
  3. 1 ввиду недостаточной скорости потока твердые частицы, выносимые из скважин вместе с нефтью на поверхность, оседают в нефтепроводе, уменьшая его пропускную способность;
  4. 2 при определенных термодинамических условиях из совместного потока нефти газа и воды могут выпадать различные соли и парафины, создающие твердый, трудноразрушаемый осадок;
  5. 3 при интенсивной коррозии разрушаются внутренние стенки трубопроводов, в результате чего образовавшаяся окалина при низких скоростях потока жидкости может оседать в трубопроводах и уменьшать их проходное сечение.
  6. При сборе и транспортировке парафинистых нефтей на площадях месторождений особые затруднения вызывает выпадение и отложение парафинов от С17Н36 до С36Н74.
  7. На образование парафиновых отложений на стенках труб влияет:
  8. 1 состояние поверхности трубы, соприкасающейся с нефтью (шероховатость). Шероховатые стенки труб способствуют отложению парафинов, так как шероховатость при развитом турбулентном движении интенсифицирует перемешивание потока, а следовательно, и выделение газа и парафина из нефти, непосредственно у стенок труб;
  9. 2 способность нефти растворять парафины.
  10. Практикой установлено, что чем тяжелее нефть, тем хуже она растворяет она парафины, и тем интенсивнее они будут выпадать и отлагаться на стенках труб.
  11. 3 концентрация парафиновых соединений в нефти.

Этот фактор играет исключительную роль при образовании парафиновых отложений на стенках труб, т.е. чем выше эта концентрация, тем интенсивнее будут отложения при всех прочих равных условиях.

4 темп снижения давления в потоке нефти.

Чем больше перепад давления, тем интенсивнее происходит образование и выделение из нефти новой фазы – газа, сопровождающееся снижением температуры нефтегазового потока. Кроме того, разгазирование нефти влечет за собой выделение прежде всего легких фракций, являющихся наилучшим растворителем парафиновых соединений.

5 скорость нефтегазового потока.

Чем ниже скорость потока нефтигазовой смеси, т.е. чем ниже дебит скважины, тем интенсивнее откладывается парафин и наоборот.

Для борьбы с отложениями парафинов и солей на стенках труб применяют следующие методы:

1 применение высоконапорной герметизированной системы сбора нефти и газа с давлением 10-150кгс/см2, что значительно снижает разгазирование нефти и предотвращает выпадение и отложение парафина.

2 использование паропередвижных установок, высокотемпературный пар которых направляется в запарафиненные трубы. Под действием высокой температуры  пара отложения парафина плавятся и затем удаляются из трубопроводов.

3 покрытие внутренней поверхности трубопроводов различными лаками, эпоксидными смолами и стеклопластиком, что существенно снижает шероховатость труб.

4 применение ПАВ, подаваемых на забои или устья скважины в поток обводненной нефти, что предотвращает образование нефтяной эмульсии и стенки трубопровода контактируют с пластовой водой, которая не способствует прилипанию. Кроме того, адсорбция ПАВ на кристаллах парафина, предотвращает их рост и дальнейшее увеличение объема отложений, а также предохраняет от старения нефтяных эмульсий.

  • 5 применение теплоизоляции, способствующей сохранению высокой температуры нефти.
  • 6 применение резиновых шаров (торпед), периодически вводимых в нефтесборные коллектора у устьев скважин и извлекаемых на групповых замерных установках.
  • На рисунке 1 приведена схема практического использования метода №6.
  1. 1 – струна фонтанной арматуры, 2 – камера для запуска шаров, 3 – крышка камеры, 4 – заслонка, 5 – вентиль, 6 – выкидные линии, 7 – камера для приема шаров, 8 – линия для подачи шаров в емкость, 9, 10 – фонтанная арматура
  2. Рисунок 1 – Очистка нефтепроводов резиновыми шарами
  3. Очистку осуществляют следующим образом:

камера запуска 2, установленная на струне фонтанной арматуры 1, заряжается резиновыми шарами, диаметр которых несколько больше на 2-3 мм внутреннего диаметра выкидной линии 6.

По мере того как выкидные линии 6 запарафиниваются, из камеры запуска 2 подается резиновый шар, который потоком жидкости, проталкивается до входной линии сборного пункта, где находится приемная камера 7.

Для подачи шаров из камеры 2 открываются заслонка 4 и вентиль 5.

Резиновые шары снимают отложения парафинов со стенок выкидных линий и проталкивают их в приемную камеру 7, из которой направляются по линии 8 в емкость 9, откуда их затем извлекают.

Вторым загрязнителем нефтепроводов являются соли, чье интенсивное выпадение наблюдается в рабочих органах электроцентробежных насосов, штанговых насосов, а также в насосно-комрессорных трубах и выкидных линиях. Выпадение солей обычно наблюдается в обводненных скважинах. Соли, содержащиеся в пластовых водах, могут быть как водорастворимые (NaCl, CaCl2), так и водонерастворимые (CaCO3, MgCO3, CaSO4).

Основной причиной выпадения солей в нефтепроводе является нарушение термодинамического равновесия в скважине при подъеме нефти и пластовой воды от забоя до устья, обусловленное снижением температуры и давления. При этом происходит пересыщение пластовой воды и, из последней, согласно  законом растворимости, выпадают в виде кристаллов наименее растворимые соли, заклинивая рабочие органы насосов и выводя их из строя.

К методам борьбы с солеотложением относят: химические реагенты (для борьбы с солеобразованием карбонатного или сульфатного типа – водонерастоворимых) и применение пресной воды (для водорастворимых солей).

Главные применяемые химические реагенты: гексаметафосфат натрия (NaPO3) и триполифосфат натрия как в чистом виде, так и с присадками. Суть метода лежит в том, что гексаметафосфат натрия и нефтяная эмульсия образовывают коллоидный раствор, не дающий осадка солей.

  • Можно было бы для борьбы применить и растворы соляной кислоты, однако такой способ влечет за собой интенсивный износ и коррозию оборудования скважины и выкидной линии.
  • Пресную воду можно добавлять в продукцию скважин двумя способами:
  • — непрерывным подливом на забой скважины в процессе ее эксплуатации;
  • — периодическим подливом в ее затрубное пространство.

Для осуществления обоих методов на месторождениях, где водорастворимые соли выпадают в скважинах, должны строиться сети водоснабжения пресной воды и ее подготовки для закачки.

Подготовка воды заключается в химической обработке вод для исключения возможность образования и выпадения нерастворимых солей при взаимодействии пресной воды с пластовой.

Сети водоснабжения и подготовки воды могут быть централизованными (исходящими из одного пункта) и децентрализованными. На выбор схемы влияет наличие пресных вод в районе месторождения и климатические условия.

Ссылка на основную публикацию
Adblock
detector