Классификация задвижек и ремонт трубопроводов
1. КЛАССИФИКАЦИЯ ТРУБОПРОВОДОВ
Трубопроводы, транспортирующие продукцию скважин на площадях нефтяных месторождений, делятся:
1) по назначению - на нефтепроводы, газопроводы, нефтегазопроводы, нефтегазоводопроводы и водопроводы;
2) по напору - на напорные и безнапорные;
3) по рабочему давлению - на трубопроводы высокого (6,4 Па и выше), среднего (1,6 Па) и низкого (0,6 Па) давления;
4) по способу прокладки - на подземные, наземные и подводные;
5) по функции - на выкидные линии, идущие от стьев скважин до групповой замерной становки; нефтяные, газовые, водяные и нефтегазоводяные сборы с коллектора; товарные нефтепроводы;
6) по гидравлической схеме работы - простые трубопроводы, без ответвлений и сложные с ответвлениями к которым относятся также замкнутые (кольцевые)а трубопроводы.
Трубопроводы транспортирующие воду к нагнетательным скважинам для поддержания пластового давления, делятся на:
) магистральные водопроводы, начинающиеся у насосных станций второго
подъема;
б) подводящие водопроводы, прокладываемые от магистральных водопроводов до кустовых насосных станций (КНС);
в) разводящие водоводы, прокладываемые от КНС до нагнетательных скважин.
Все перечисленные трубопроводы по напору делятся на трубопроводы с полным заполнением трубы жидкостью и трубопроводы неполным заполнением трубы жидкостью.
Трубопроводы с полным заполнением сечения трубы жидкостью называются напорными, трубопроводы с неполным заполнением сечения могут быть как напорными, так и безнапорными.
Выкидные линии и нефтесборные коллекторы обычно не полностью заполнены нефтью, т.е. часть сечения выкидных линий или коллектора занята газом, выделившимся или в процессе движения нефти по ним, или влеченным нефтью из сепараторов в связи с их плохой работой.
В самотечных нефтепроводах нефть движется под действием гравитационных сил, обусловленных разностью вертикальных отметок в начале и в конце нефтепровода. Если при этом в нефтепроводе нефть и газ движутся раздельно, то такой нефтепровод называют свободно-самотечным, или безнапорным, при отсутствии газовой фазы напорно-самотечным.
Нефть и ее примеси транспортируются по выкидным линиям до АГЗУ за счет перепада давления между стьем скважины и АГЗУ. Выкидные линии в зависимости от дебита скважин принимаются диаметром от 75 до 150 мм и прокладываются под землей. Протяженность выкидных линий определяется технико-экономическими расчетами и может достигать 4 км.
От АГЗУ, к которой по выкидным линиям подводится продукция 14 - 56 скважин (в зависимости от числа Спутников, определяемых технико-экономическими расчетами), до ДНС или ПН обычно прокладывается сборный коллектор диаметром от 200 до 500 мм и протяженностью от 5 до 16 км. Для сбора нефтяного газа и передачи его потребителям на площадях нефтяных месторождений сооружают сборные газопроводы.
2. ЗАЩИТА ТРУБОПРОВОДОВ ОТ КОРРОЗИИ
Существует два способа защиты трубопроводов и резервуаров от почвенной коррозии: пассивный и активный. К пассивной защите трубопроводов и резервуаров относятся изоляционные покрытия с различными материалами.
Наиболее широко в промысловой практике применяют битумно-резиновые покрытия и покрытия из полимерных лент, наносимых на трубопроводы с помощью специальных очистных механизмов и машин. Полимерные покрытия трубопроводов по сравнению с битумными имеют следующие преимущества:
а1) они технологичны и экономичны; 2) трудоемкость нанесения их в Ч4 раза, материалом кость в Ч10 раз меньше, чем битумных. Однако полимерные покрытия еще недостаточно изучены в словиях длительной эксплуатации.
Изоляцию заглубленных в грунт металлических резервуаров осуществляют по тем же принципам и с использованием в большинстве случаев тех же материалов, что и для подземных трубопроводов. Днища металлических резервуаров, сооружаемых на песчаных основаниях, снаружи изолируют битумными покрытиями и кладывают на гидрофобный слой. Для контроля качества изоляционных покрытий применяют различные приборы, предназначенные для проверки прилипаемости изоляции, ее толщины, сплошности слоя и других показателей.
Для выбора средств защиты подземных сооружений - трубопроводов и резервуаров - необходимо располагать данными о коррозионных свойствах почвы. Чем выше электросопротивление почвы (сухой песок), тем меньше токи коррозии и соответственно. Меньше разъедание металла. Поэтому степень активности почв подразделяется на следующие категории: особо высокая - с дельным сопротивлением 5 Ом-м; высокая - с дельным сопротивлением 5-10 Ом-м; повышенная 10-20 ОмŸм; средняя 20-100 Ом низкая - выше 100 Ом.
В зависимости от дельного сопротивления отдельных частков почвы, где прокладывается трубопровод, определяются толщина материал изоляции.
Ко всякому противокоррозионному внешнему покрытию должны предъявляться следующие требования: 1) водонепроницаемость; 2) прочность сцепления покрытия с металлом; 3) хорошая изоляция от электрического тока; 4) достаточная прочность.
На способность сопротивляться механическим воздействиям при засыпке траншеи; 5) низкая стоимость. При длительной эксплуатации трубопроводов и резервуаров защищенных только изоляционными покрытиями, возникают сквозное коррозионные повреждения же через 5 - 8 лет после кладки
трубопроводов в грунт на частках с почвенной коррозией, при
наличии блуждающих токов (электрокоррозии) - через 2 - 3 года.
Поэтому для долговечности, кроме защиты поверхности промысловых
трубопроводов и резервуаров противокоррозионными покрытиями,
применяют активный способ защиты к НИ0ТСН в основном катодная и а
протекторная защиты.
Изоляцию заглубленных в грунт металлических резервуаров
осуществляют по тем же принципам и с использованием в большинстве
случаев тех же материалов, что и для подземных трубопроводов. Днища а
металлических резервуаров, сооружаемых на песчаных основаниях, снаружи
изолируют битумом и кладывают на гидрофобный слой.
Для контроля качества изоляционных покрытий применяют
различные приборы, предназначенные для проверки прилипаемости
изоляции, ее толщины, сплошности слоя и других показателей.
Для выбора средств защиты подземных сооружений - трубопроводов и а
резервуаров необходимо располагать данными о коррозионных свойствах а
почвы. Чем выше электросопротивлением почвы (сухой песок),тем меньше
токи коррозии и соответственно меньше разъедание металла. Поэтому а
степень активности почв подразделяется на следующие категории: особо
высокая - с дельным сопротивлением 5 Ом-м; высокая - с дельным
сопротивлениема Ч10 Ом-м; повышенная 10-20 ОмŸм; средняя 20-100 ОмŸм
и низкая - выше 100 ОмŸм.
В зависимости от дельного сопротивления отдельных частков почв, где
прокладывается трубопровод, определяются толщина материала изоляции.
И ко всякому противокоррозионному внешнему покрытию труб должны
предъявляться следующие требования: 1) водонепроницаемость; 2) прочность а
сцепления покрытия с металлом; 3) хорошая изоляция от электрического
тока; 4) достаточная прочность и способность сопротивляться механическим
воздействиям при сыпке траншеи; 5) низкая стоимость.
При длительной эксплуатации трубопроводов и резервуаров защищенных
только изоляционными покрытиями, возникают сквозные коррозионные
повреждения уже через 5- 8 лет после кладки.
Протекторная защита. Для защиты трубопроводов, резервуаров и а
резервуарных парков, когда не может быть использована катодная защита из-
за отсутствия источников электроснабжения, может применяться
протекторная защита. Она осуществляется при помощи электродова
(протекторов), закапываемых в грунт рядом с защищаемым сооружением,
Протекторная защита имеет те же основы, что и катодная защита. Разница а
заключается лишь в том, что необходимый для защиты ток создается не а
станцией катодной защиты, самим протектором имеющим более а
отрицательный потенциал, чем защищаемый объект. Из общей химии
известно, что все металлы располагаются и ряд напряжений, по которому
можно предсказать, какой металл из выбранной пары будет разрушаться при а
погружений в раствор (почву), т. е, служить анодом, также степень
опасности корозионного процесса.
Рисунок 1 - Схема катодной защиты трубопровода от коррозионного разрушения.
Как видно из рисунка 1, от постоянного источника 3 по кабелю 2, анодному заземлению поступает в почву и через поврежденные частки 4 изоляции 5 на трубу 6, затем через точку дренажа Д возвращается к источнику питания 8 через отрицательный полюс. В результате вместо трубопровода разрушается анодный заземлитель 1. схема катодной защиты трубопровода от коррозионного разрушения; аноды, 3 - проводник (кабель); 3 аисточник постоянного тока - станция катодной защиты (СКЗ);а 4 - стенка трубопровода; 5 - внешняя противокоррозионная изоляция; 6 - трубопровод, 7 внутренняя противокоррозионная изоляция трубопроводу; Д - направление движения тока.
Станция катодной защиты (СКЗ) - источник 3 - представляет собой стройство, состоящее из источника постоянного тока или преобразователя переменного тока в постоянный, контакт подсоединительных кабелей и регулирующих приборова в качестве анодных заземлителей. Расстояние между трубопроводом 6 и анодома принимают 100-200 м. Одна СКЗ обычно обслуживает трубопровод при среднем качестве изоляции 5.
Согласно этим данным вес объекты промыслового обустройства, изготовленные из железа (Ре), могут быть защищены протекторами, имеющими в своем составе любой элемент первой строки. Однако наибольшее распространение при изготовлении протекторов получили магний, цинк.
Для наиболее эффективного действия протекторной защиты от коррозии должны быть обеспечены следующие требования: продолжительность работы протектора - максимальная; количество электроэнергии с единицы массы протектора - максимальное; протектородвижущая сила в системе протектор сооружение - максимальная, наконец, стоимость протекторов - минимальная.
Согласно этим требованиям самым подходящим металлом для
заготовления протекторов является магний. Вместе с тем магний
характеризуется несколько повышенной скоростью растворения, по сравнению с алюминием. Однако алюминий для изготовления протекторов применяется очень редко из-за образования на его поверхности плотного окисного слоя, снижающего эффективность их работы.
Повышение эффективности действия протекторной становки достигается погружением ее в специальную смесь солей, называемую активатором. Основным компонентом активаторов с магниевым сплавом относится глина, гипс и др.
Защита трубопроводов от внутренней коррозии. Для предохранения трубопроводов от внутренней коррозии применяют различные лаки, эпоксидные смолы цинко-силикатные покрытия и ингибиторы.
Среди противокоррозионных средств в настоящее время, бесспорно, первое место принадлежит ингибиторам коррозии, способным создавать барьер между коррозионной средой и металлом. Несмотря на то что эффективность защиты ингибиторами зависит от множества факторов, применение их технически и экономически оправдано как при глекислотой и сероводородной коррозии, так и при любых других видах внутреннего коррозионного разрушения промыслового оборудования. Следует обратить внимание на то, что необходимо тщательно подбирать ингибиторы для конкретных словий эксплуатации оборудования на промысле. От этого в значительной мере зависят эффективность и экономичность защиты.
3. АРМАТУРА ТРУБОПРОВОДОВ, РЕГУЛЯТОР ДАВЛЕНИЯ И РОВНЯ
Применяемые в нефте и газопроводах задвижки подразделяются: на клиновые, пробковые и шаровые. Клиновые задвижки. В задвижках этого типа запорный элемент платки в процессе открытия или закрытия задвижки перемещается в направлении, перпендикулярном потоку жидкости или газа. Клиновая задвижка (рис 2) состоит из: штурвала, шпинделя 2, нажимной втулки 3, сальниковой набивки 4, крышки 5, болтов 6, корпуса 7, клика или плашек 8 и посадочного седла 9.
Эта задвижка проста по конструкции, но имеет существенный недостаток - в процессе закрытия платки скользят по металлу корпуса, трудно притираются к нему; если попадают песчинки, то они царапают поверхность этих плашек и задвижка теряет герметичность т. е. может пропускать через себя транспортируемый флюид.
Задвижка (рис, 3) относится к двухплашечным с невыдвигающимся шпинделем. Детали этой задвижки обозначены теми же цифрами, что и предыдущей. Конструкция запорного элемента этой задвижки совершеннее предыдущей, так как двойные плашки непосредственно в момент открытия или закрытия не скользят по поверхности посадочного седла, а движутся к нему под прямым глом.
Имеется много других задвижек, особенно для больших диаметров трубопроводов, различных по конструктивному оформлению краны. Запорный орган выполняется в виде сеченного конуса, при повороте которого на 90
В большинстве кранов поверхность контакта пробки и седла должна смазываться. Для этого предусматривается принудительная подача смазки на трущиеся поверхности при подтягивании винта и через специальные отверстия 5, показанные пунктиром. Обратный клапан 3 позволяет осуществить смазку в том случае, если кран находится под давлением.
4. ПОРЯДОК ПРОВЕДЕНИЯ РАБОТ ПРИ СООРУЖЕНИИ ТРУБОПРОВОДА
При сооружении того или иного трубопровода, прокладываемого по площади месторождения, придерживаются следующего порядка: прежде всего согласуют с землепользователем (колхозом или совхозом) временное отчуждение земли, по которой должен прокладываться трубопровод. После такого согласования роют траншеи на глубину ниже промерзания почвы и подвозят плети труб к этой траншее, затем сваривают вручную (для диаметров до 800 мм) или автоматически (выше: 800 мм) стыки труб поддерживаемых на весу трубоукладчиками, тщательно очищают наружную поверхность трубопровода от грязи и окалины и наносят на нее битумное покрытие с последующей обверткой бумагой и лентой гидроизоляции, предохраняющих трубопровода от электрокоррозии. После проведения всех этих работ изолированный трубопровод трубоукладчиками погружается на дно траншеи и закапывается землей которая вынута была из траншеи. Затем грейдерами выравнивается поверхность данного трубопровода и производится рекультивация почвы, т.е восстановление её плодородия. Если месторождение находится за Полярным кругом где более промёрзлые породы, располагающиеся на значительной глубине (до 600 м), любые трубопроводы на таком месторождении должны прокладываться на специальные опоры и рекультивация почвы в данном случае, как правило, не производятся из-за непригодности этих земель к выращиванию сельскохозяйственных культур.
5. КЛАССИФИКАЦИЯ и виды Задвижек
Задвижки применяются клиновые с выдвижным и невыдвижным шпинделем, используется ручное управление, электро и гидроприводы. Помимо фонтанных задвижек применяются задвижки серии ЗКЛ2 с ручным правлением, ЗКЛПЭ с электроприводом во взрывозащищенном исполнении и некоторые другие, в зависимости от давления, рабочей среды и ее коррозионных свойств. Задвижки могут иметь различные словные обозначения.
Рисунок 2 - Клиновая задвижка.
Рисунок 3 - Кран задвижки серии ЗКЛ 2 - 16.
Рисунок 4 - Задвижка стальная клиновая с выдвижным шпинделем серии ЗКЛ 2 - 16.
Рисунок 5. Задвижки стальные клиновые с выдвижным шпинделем,
серии ЗКЛПЭ-16 с электроприводом (30с941нж).
Задвижки стальные клиновые с выдвижным шпинделем асерий ЗКЛ-16, ЗКЛПЭ-16 и серий ЗКЛ2-40, ЗКЛПЭ-40 предназначены для становки на трубопроводы, транспортирующие жидкие и газообразные неагрессивные нефтепродукты с рабочей температурой до 425
Задвижки ЗКЛ2-16 и ЗКЛ2-40 (с ручным правлением) можно станавливать на трубопроводе в любом рабочем положении, задвижки ЗКЛПЭ-16 и ЗКЛПЭ-40 (с электроприводом)-вертикально, электроприводом вверх. При наличии опоры под электропривод они могут быть становлены ребром и плашмя. Присоединяют их к трубопроводу фланцами с присоединительными размерами по ГОСТ 12815 - 80, ряд 2, исп. 1(ЗКЛ2-16 и ЗКЛПЭ-16) и исп. 2 с выступом (ЗКЛ2-4ЗКЛПЭ-40). Задвижки имеют верхнее плотнение, шпиндель снабжен внизу конусным буртом, который при поднятом вверх до отказа шпинделе пирается во втулку крышки, перекрывая проход для среды в полость сальника. Для неагрессивных
нефтепродуктов применяются задвижки из глеродистой стали для температур до 425
стали марки 1Х1НТЛ для температур до 600
Запорный орган задвижки имеет жесткий клин. Прокладка асбестометаллическая или алюминиевая, набивка сальника из пропитанного асбеста или асбестопроволочная прорезиненная.
Задвижки стальные аклиновые с выдвижным шпинделем: 30с76нж и 30нж76нжЧс ручным правлением, 30с576нж - с ручным правлением через конический редуктор и 30с976нж - с электроприводом. Предназначены для становки на трубопроводы, транспортирующие нефть, масло, воду и пар, также слабоагрессивные среды (30иж76нж) с рабочей температурой до 300
в любом рабочем положении. Задвижки 30с576нж станавливают на горизонтальном трубопроводе в любом рабочем положении, кромеа положения приводома вниз, задвижки 30с976нж - на горизонтальном трубопроводе вертикально, электроприводом вверх. При наличии опоры под электропривод допускается станавливать задвижки горизонтально, в положении на ребро.
Рисунок 6. Задвижка стальная клиновая
с выдвижным шпинделем серим ЗКЛ2-16.
- ручная ЗКЛ2-40 б - с электроприводом ЗКЛПЭ-40.
Рисунок 7. Задвижки стальные клиновые с выдвижным шпинделем.
Задвижки стальные аклиновые с выдвижным шпинделем. словное обозначение ЗКЛ2-160. Предназначены для становки на трубопроводы, транспортирующие жидкие и газообразные нефтепродукты. Для неагрессивных нефтепродуктов с температурой до 425
В задвижках из глеродистой стали прокладка алюминиевая, набивка сальника асбестопроволочная, прорезиненная, сухая, и задвижка из коррозионностойкой стали прокладка асбестометаллическая, набивка сальника графитоасбестовая.
6. Список используемой литературы
1. Лутошкин Г.С. Сбор и подготовка нефти, газа и воды; М., Недра, 1983.
2. Бухаленко Е.И. Нефтепромысловое оборудование: Справочник; М., Недра, 1990.
3. Бухаленко Е.И. Оборудование и инструмент для ремонта скважин; М., Недра 1991.