Назначение и классификация промысловых

Трубопроводов

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

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

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

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

ПТ принято классифицировать по следующим параметрам.

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

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

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

Подводный способ прокладкииспользуется преимущественно при обустройстве шельфовых месторождений

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

¾ по назначению: самотечные, напорные, смешанные;

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

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

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

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

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

¾ по типу изоляции: внешняя, внутренняя, без изоляции

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

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

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

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

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

ПТ на газовых и газоконденсатных месторождениях:

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

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

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

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

¾ метанолопроводы

ПТ на нефтяных месторождениях:

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

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

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

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

¾ Газопроводы для транспортирования газа к газлифтным скважинам

¾ Трубопроводы системы ППД и захоронения попутных вод

¾ Нефтепроводы для транспортирования товарной нефти от ЦПС до МТ

¾ Ингибиторопроводы

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

,

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

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

Коэффициент К ₁ определяется в зависимости от назначения трубопровода (табл.3.1).

Таблица 3.1

Значение К₁ для различных видов трубопроводов

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

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

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

 

Коэффициент К₂ учитывает ответственность трубопровода в зависимости от диаметра:

К₂ = 0,01 D _н,

где D _н - наружный диаметр ПТ

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

К₃ =P _раб,

где Р_раб – рабочее давление в трубопроводе, МПа

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

К₄ = 0,06 Г_ф

где Г_ф – газовый фактор данного месторождения, м³/м³

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

К₅ = 20 v _кор

где v _кор – скорость коррозии трубопровода, мм/год

3.2. Проектирование промысловых трубопроводов.

 

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

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

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

Основные требования к трассам заключаются в следующем:

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

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

¾ газопроводы должны располагаться над нефтепроводами при их пересечении;

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

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

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

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

Гидравлический расчет ПТ должен выполняться:

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

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

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

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

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

– целевого назначения использования нефти и ПНГ

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

– магистрального их транспорта до потребителей