Трубопроводов.

На месторождениях с многолетней мерзлотой, по территории которых проходят дороги, имеются овраги, реки и озера, требуется строительство искусственных сооружений.

На месторождениях с многолетнемерзлыми породами вся трубопроводная система гидротеплоизолируется и прокладывается над землей на опорах или на подсыпке, в районах с автомобильными дорогами устанавливаются прочные с оттяжками опоры, на которых монтируют трубопроводы П- или Г-образной формы с высотой до 4 м.

Вопрос 4.10: Обслуживание трубопроводов

Рабочие, обслуживающие трубопроводы, должны:

1) знать расположение скважин, пунктов сепарации, места прохождения трассы обслуживаемых трубопроводов, расположение колодцев, переходов, компенсаторов и других устройств на трубопроводах;

2) при необходимости проводить технические переключения по изменению направления потоков нефти и газа;

3) регулярно (по утвержденному графику) осматривать трассы трубопроводов, подземные и надземные сооружения и поддерживать их в исправном состоянии;

4) осуществлять контроль по недопущению повреждения промысловых трубопроводов при проведении строительно-монтажных и других работ посторонними организациями;

5) проводить закачку деэмульгаторов и ингибиторов коррозии в трубопроводы;

6) выполнять мероприятия по борьбе с отложениями парафина и солеотложениями;

7) участвовать в ликвидации аварий, возникающих на трубопроводах.

Вопрос 4.11: Арматура трубопроводов.

По эксплуатационному назначению трубопроводная арматура подразделяется на запорно-регулирующую и предохранительную.

К запорно-регулирующей арматуре относятся задвижки, вентили, краны. Они запирают или регулируют поток среды по трубопроводу принудительно, с помощью ручного, механического, электрического или пневматического приводов.

К предохранительной арматуре относятся:

1) регуляторы давления,

2) регуляторы уровня,

3) предохранительные клапана.

Вопрос 4.12: Гидравлические сопротивления и гидравлический уклон.

При проектировании промысловых трубопроводов основной задачей является оценка потерь напора (м) или давления (Па) на преодоление гидравлических сопротивлений, возникающих при движении реальных жидкостей и газов. Потери давления зависят от диаметра трубопровода, состояния его внутренней поверхности стенок (гладкие, шероховатые), количества прокачиваемой жидкости и ее физических свойств (вязкости и плотности) и определяются по формуле Дарси-Вейсбаха:

где ΔР - перепад давления, обусловленный трением, Па; h - потери напора на трение, м; l и D -соответственно длина трубопровода и его внутренний диаметр, м; v - средняя скорость жидкости, м/с; g -ускорение свободного падения, м/с²; ρ - плотность жидкости, кг/м³; λ - коэффициент гидравлического сопротивления, зависящий от режима движения жидкости и относительной шероховатости внутренней стенки трубы.

Режим движения жидкости в трубопроводе характеризуется параметром Рейнольдса:

 

 

где G_v - объемный расход жидкости, m^j/c; v - кинематическая вязкость жидкости, м²/с; и - динамическая вязкость жидкости, Па*с.

Если течение жидкости в трубе ламинарное (Re < 2320), то коэффициент гидравлического сопротивления определяется по формуле Стокса: λ = 64/Re и не зависит,от шероховатости стенок трубы.

При турбулентном режиме течения жидкости, когда Re. 2320, для определения λ имеется целый ряд полуэмпирических формул. Наиболее применима формула Блазиуса, дающая достоверные показатели:

Гидравлическим уклоном называется отношение потери напора h или перепада давления к единице длины трубы, и определяется этот уклон по формуле:

Вопрос 4.19: Перекачка высоковязких и парафинистых нефтей.

При перекачке высоковязких и парафинистых нефтей возникают большие гидравлические сопротивления в трубопроводах, на преодоление которых требуются насосы повышенной мощности. Для снижения вязкости высоковязких нефтей в основном применяют два способа:

1. растворители, в качестве которых используется углеводородный конденсат газоконденсатных месторождений (бензин и керосин);

2. местный подогрев специальными автоматическими печами.

Нефти месторождений, содержащие большое количество парафина и смол, перекачиваются только с местным подогревом.

Для подогрева продукции скважин в выкидных линиях применяют в качестве устьевых подогревателей:

1) блочную газовую печь типа УН-0,2,

2) подогреватели нефти типа ПТТ-0,2.

Для подогрева продукции скважин в нефтегазосборных коллекторах применяют:

1) путевые нагреватели типа ПП,

2) трубопроводные нагреватели типа ПТ.

Путевые подогреватели типа ПП-0,4, ПП-0.63 (рис. 25) и ПП-1,5 представляют собой печи блочные с водяным теплоносителем. Они состоят из цилиндрической горизонтальной емкости с трубным змеевиком и топочного устройства, включающего газовую инжекционную горелку с запальником, жаровую трубку и дымовую трубу. Межтрубное пространство емкости заполнено теплоносителем, в качестве которого используют воду или водный раствор диэтиленгликоля. Емкость установлена на рамном основании. На ее наружной поверхности размещены патрубки подвода и отвода нефти или нефтяной эмульсии и, ртутный термометр, лестница, патрубки для подвода и отвода воды, расширительный бачок, дымовая труба.

 

скважин в нефтегазосборных коллекторах - путевые на грез а гели типа ПП-0.4, ПП-0,63 и ПП-1,6, а также трубопроводные нагреватели типа ПТ.

Блочная газовая печь типа УН-0,2 (рис 23) состоит ил горизонтальной цилиндрической емкости-подогревателя 2, установленной на рамном основании сварной конструкции 11, и топочного устройства, включающего газовую инжекционную горелку 8, пламегаситель 9, жаровую трубу 10 и дымовую трубу 7. Продукцию скважин в блочную газовую печь подают через патрубок ввода 12, который продолжен в ем­кость 2 в виде перфорированной трубы.

В емкости подогревателе из продук­ции скважин отбирают часть нефтяного газа, выводят через газоотборник 4 с поплавковым клапаном для предотвращения попадания нефти в газовую линию и по трубопроводу 6 подают в газовую инжекционную горелку 8, где. смешиваясь с подсасываемым возду­хом, газ образует горючую смесь, сгораю­щую в камере жаровой трубы 10. Выделяе­мое при этом тепло подогревает продукцию скважин в емкости, Подогретую продукцию скважин через выводной патрубок 1 с пер­форированной трубой выводят из емкости 2.

Емкость-подогреватель оборудована предохранительным клапаном 3 и системой автоматического регулиро­вания температуры нефти и давления газа 5 перед горелкой. Техническая характеристика блочной газовой печи типа УН-0,2 приведена в таблице 4.

Подогреватель нефти типа ПТТ-0,2 (рис. 24) состоит из наклонной цилиндрической емкости-подогревателя*'Ю'с батареей тепловых трубок 5 и сепаратором 7, установленной на рамном основании 11, и топочного устройства, включающего газовую инжекционную горелку 2, топку 1, кожух 4 и дымовую трубу 3. Продукция скважин 'Поступает в емкость-подогреватель 10 чера входной патрубок 9. В емкости часть нефтяного газа отбирают и очищают от нефти в сепараторе 7 По трубопроводу эту часть газа по­дают в газовую горелку 2. В горелке нефтяной газ смешивается с подсасываемым воздухом и сгорает в топке 1. Выделяемое при этом тепло через тепловые трубки, передается продукции скважин.

При нагреве части тепловой трубки, находящейся в топке, вода вскипает и водяные пары, подни­маясь в часть трубки, находящуюся в емкости, конденсируются, перенося таким образом тепло продукции скважин. При конденсации паров выделяется скрытая теплота парообразования, так что процесс переноса тепла в тепловых трубках весьма эффективен. Сконденсировавшаяся вода стекает в нижнюю часть тепло­вой трубки, расположенную в топке, где нагревается и испаряется. Подогретая продукция выводится из ем­кости через патрубок 8. Подогреватель типа ПТТ-0,2 (таблица 4) оборудован предохранительным клапаном 6 и оснащен приборами регулирования температуры нефти и давления нефтяного газа перед горелкой.

Путевые подогреватели типа ПП-0,4, ПП-0,63 (рис. 25) и ПП-1,5 представляют собой печи блочные с водяным теплоносителем. Они состоят из цилиндрической горизонтальной емкости 15 с трубным змееви­ком 17 и топочного устройства, включающего газовую инжекционную горелку 12 с запальником, жаровую трубку 16 и дымовую трубу 8. Межтрубное пространство емкости 15 заполнено теплоносителем, в качестве

ка

Рис. 24. Подогреватель нефти типа ПТТ-0,2

которого используют воду или водный раствор диэтиленгликоля. Емкость установлена на рамном основа* 19. На ее наружной поверхности размещены патрубки подвода и отвода нефти или нефтяной эмульсии 1 2, ртутный термометр 3, лестница 4, патрубки для подвода 5 и отвода 18 воды, расширительный бачок i опора дымовой трубы для ее установки в транспортное положение, продувочная свеча 9, указатель уров]-10, ограждение 11, газовый коллектор 13 с кожухом 14.

Теплота, выделяемая при сгорании газовоздушной смеси в жаровой трубе, расположенной внутри емкости, передается теплоносителю, который, омывая трубный змеевик, подогревает нефть, прокачиваемуь по трубному змеевику.

Транспартнэе

Рис. 25 Путевой подогреватель типа ПП-0,63.

Путевые подогреватели типа ПП-0,4 и ПП-0,63 оборудованы одним топочным устройством и однш трубным змеевиком, а путевой подогреватель типа ПП-1,6 оборудован двумя топочными устройствами и двумя трубными змеевиками, соединенными последовательно. Путевые подогреватели оснащены приборами контроля и автоматического регулирования - техническими термометрами, электроконтактными термометра­ми, манометрами, указателем уровня, регулятором температуры и регулятором давления. Техническая харак теристика приведена в таблице 4.

Таблица 4.

	Блочная	Подогрева-	Путевые подогреватели
Параметры	газовая печь	тель нефти
	УН-0,2	ПТТ-0,2	ПП-0,4	ПП-0,63	ПП-1,5
Пропускная способность по жид-
кости, т/сут	50-1.00	50-100
Номинальная тепловая мощность,
МДж/ч	837,4	837,4
Объем емкости-нагревателя, м3	2,5	1,0
Рабочее давление в емкости,
МПа	1,6	1,6	5,0	5,0	6,4
Рабочее давление газа перед го-
релкой, МПа	0,07-0,15	0,07-0,12	0,07-0,15	0,07-0,15	0,18
Расход нефтяного газа, м7ч
Масса, кг

Подогреватель трубопроводный типа ПТ-160/100М (рис, 26) представляет собой трубчатую радиант-но-конвективную печь, состоящую из совмещенной радиантно-конвективной камеры, выполненной в виде цилиндрической емкости 6 и установленной на рамном основании 12, и калорифера 10, расположенного ^j над пламераспределителем 11, и труб с витым оребрением 8. Опорой для калорифера служит решетка 16. \ Радиантно-конвективная камера снаружи окружена обтекателем 15, предназначенным для создания системы вентиляции, а также теплоизоляции. Топливный газ поступает в обогреваемый шкаф 4, внутри которого находится топливная обвязка 5 с приборами контроля и автоматики. На газовоздушном коллекторе 7, уста­новлен пламепреградитель 9, исключающий проникновение пламени в топливный шкаф. Приготовленная в инжекционных горелках газовоздушная смесь поступает в пламераспредалитель, на выходе которого она сгорает. Тепло за счет радиации от пламени и за счет конвекции от дымовых газов передается через тру­бы калорифера продукции, прокачиваемой по ним.

 

Рис. 26 Подогреватель трубопроводный типа ПТ-160/100М.

Дымовые газы выходят через дымовые трубы 1, закрепленные рас­тяжками 2. В нижней части ды­мовых труб расположены дымовые обтекатели 3, предназначенные для более полного использования тепла уходящих газов. Для повышения безопасности и дополнительного под­соса воздуха, необходимого для горе­ния, в радиантно-конвективной ка­мере предусмотрены взрывные окна, снабженные щелевыми кассетами 13. В обтекателе 15 имеется окно 14 для переносного запальника и на­блюдения за процессом горения.

Подогреватель оснащен при­борами контроля и автоматического регулирования основных параметров, сигнализации о состоянии установки, передачи информации в АСУ.

Температура подогрева не должна превышать температуру раз­ложения деэмульгатора, вводимого в трубопровод для разрушения нефтя­ных эмульсий. Техническая характе-ристика подогревателя трубопроводного типа ПТ-160/100М приведена ниже

Пропускная способность по жидкости, т/сут 500

Номинальная тепловая мощность, МДж/ч 6700

Условный диаметр труб калорифера, мм 100

Рабочее давление нагреваемой жидкости, МПа 16

Рабочее давление топливного газа перед редуктором, МПа 1,2

Температура нагрева, °С 70

Расход топливного газа, м/ч 3000

Масса, кг 11000

 

Вопрос 4.20: Причины засорения трубопроводов.

Нефтепроводы могут засоряться по следующим причинам:

S вследствие осаждения твердых частиц, выносимых из скважины вместе с нефтью при недоста­точной скорости потока;

S вследствие выпадения кристаллов парафина и солей и создания твердых осадков, трудно под­дающихся разрушению;

S вследствие образования окалины при коррозии трубопроводов.

При сборе и транспортировании парафинистых нефтей особые осложнения вызывают выпадение и отложение парафинов, а также отложения солей.

На образование парафиновых отложений на стенках труб оказывают влияние:

> состояние поверхности трубы (шероховатая, гладкая, полированная). Шероховатые стенки труб способствуют отложению парафина, так как шероховатость при турбулентном режиме движении интенсифи­цирует перемешивание потока, а, следовательно, и выделение газа и парафина из нефти непосредственно у стенок труб;

> способность нефти растворять парафины. Чем тяжелее нефть, тем хуже она растворяет парафин и, следовательно, парафины интенсивно откладываются на стенках труб;

> концентрация парафиновых соединений в нефти;

> темп снижения давления в потоке нефти. Чем больше перепад давления, тем интенсивнее про­исходит образование и выделение из нефти газа, что ведет к понижению температуры;

> скорость нефтегазового потока. Чем ниже скорость потока, тем интенсивнее отложения парафи­на.

На некоторых месторождениях в процессе эксплуатации скважин наблюдается интенсивное выпаде­ние солей в насосах, НКТ и выкидных линиях. Выпадение солей в основном наблюдается в обводненных скважинах. Пластовые воды содержат в своем составе до 400 г/л солей.

Вопрос 4.20: Причины засорения трубопроводов.

–вследствие осаждения твердых частиц, выносимых из скважины вместе с нефтью при недостаточной скорости потока;

–вследствие выпадения кристаллов парафина и солей

–вследствие образования окалины при коррозии трубопроводов.

На образование парафиновых отложений на стенках труб оказывают влияние:

1) состояние поверхности трубы;

2) способность нефти растворять парафины;

3) концентрация парафиновых соединений в нефти;

4) темп снижения давления в потоке нефти;

5) скорость нефтегазового потока.

 

Вопрос 4.21: Методы борьбы с отложениями парафина.

1.Применение высоконапорной герметизированной системы сбора нефти и газа значительно снижает разгазирование нефти и предотвращает выпадение и отложение парафина.

2.Использование паропередвижных установок, высокотемпературный пар которых направляется в запарафиненные трубы.

3.Покрытие внутренней поверхности трубопроводов различными лаками, стеклопластиками, существенно снижающих шероховатость труб.

4.Применение ПАВ, подаваемых на забой или устье скважины;

5.Применение теплоизоляции, способствующей сохранению высокой температуры нефти.

6.Применение резиновых шаров, периодически вводимых в выкидные линии у устьев скважин и извлекаемых на ГЗУ.

 

 

Очистка резиновыми шарами осуществляется следующим образом (рис 27). Камера запуска 2, за­крытая крышкой 3. установленная на струне фонтанной арматуры 1, заряжается резиновыми шарами 4, диаметр которых несколько больше (на 2-3 мм) внутреннего диаметра выкидной линии 7. По мере того как выкидные линии 7 запарафиниваются, из камеры запуска 2 подается резиновый шар, который потоком жидкости проталкивается до распределительной батареи ГЗУ, где находится приемная камера 8. Для подачи шаров из камеры 2 открываются заслонка 6 и вентиль для выравнивания давления 5.

 

Рис. 27 Очистка промысловых