Заволжский надгоризонт, пачка Dзв. 4 страница

2.3.3 Применение труб в антикоррозионном исполнении

На коррозионно-опасных участках трубопроводов для транспортирования наиболее агрессивных сред следует использовать коррозионно-стойкие трубы: стальные, футерованные полиэтиленом (СФП); стальные с внутренним полимерным покрытием (СВПП); металлопластовые (МПТ); гибкие полимерно-металлические (ГПМТ), полиэтиленовые (ПЭ) Рекомендуемые области эффективного применения коррозионно-стойких труб в зависимости от агрессивности транспортируемых сред приведены в таблице 9.

Секции стальных труб, футерованные полиэтиленом (СФП), изготавливаются по техническим условиям ТУ 1308-037-00135645-2000 и ТУ 3667-014-00147275-02. Футерованные секции представляют собой стальные плети с внутренней полиэтиленовой оболочкой, с подготовленными под сварку в полевых условиях концами труб в виде запрессованного наконечника, защемляющего оболочку с протекторной втулкой. Секции имеют наружное изоляционное покрытие согласно ТУ. Отводы стальные гнутые, футерованные полиэтиленом, изготавливаются по техническим условиям ТУ 1120-55-00135645-2001.

СФП предназначены для питьевого и технического водоснабжения, строительства трубопроводов, транспортирующих нефть, газ, агрессивные жидкости при рабочем давлении до 20 МПа и температуре до 60 ^оС.

Секции стальных труб с внутренним изоляционным покрытием могут быть в следующем исполнении: с внутренним полимерным покрытием и наружной изоляцией; только с внутренним полимерным покрытием.

СВПП предназначены для напорных трубопроводов, транспортирующих

нефть, соленую и пресную воду при рабочем давлении до 20 МПа и температуре до 60 ^оС.

Металлопластовые трубы (МПТ) изготавливаются согласно техническим условиям ТУ 3667-051-00135645-01 методом экструзии из полимерного материала с одновременным армированием стальным сварным каркасом из проволоки с последующим формированием концов труб приваркой трением законцовок под сварное, резьбовое муфтовое, резьбовое раструбное соединения. Отводы металлопластовые изготавливаются по техническим условиям ТУ 3667-012-00147275-01.

Металлопластовые трубы предназначены для питьевого и технического водоснабжения, строительства трубопроводов, транспортирующих нефть, газ, агрессивные жидкости при рабочем давлении не более 4МПа и температуре до 60 ^оС.

Гибкие полимерно-металлические трубы (ГПМТ) изготавливаются в соответствии с техническими условиями ТУ 3667-017-00147275-03. Гибкие трубы имеют следующие конструктивные элементы: внутреннюю герметизирующую оболочку, выполненную из полиэтилена низкого давления; внутренний (правый, левый) повив металлокорда или стальной ленты; промежуточную технологическую прослойку; наружный (правый, левый) повив металлокорда или стальной ленты; промежуточную технологическую прослойку; внешнюю защитную оболочку; концевые соединения.

Гибкие трубы предназначены для питьевого и технического водоснабжения, строительства трубопроводов, транспортирующих нефть, газ, агрессивные жидкости при рабочем давлении не более 4 МПа и температуре до 60 ^оС.
Содержание сероводорода в транспортируемой продукции не должно превышать 4 % масс.

Полиэтиленовые трубы (ПЭ) используются для строительства подземных газопроводов и водоводов.

2.4Гидравлический расчет трубопровода

При движении жидкости по трубопроводу происходит потеря давления по его длине, это происходит вследствие гидравлических сопротивлений.

Величина потерь давления (напора) зависит от диаметра трубопровода, состояния внешней поверхности стенок (гладкие, шероховатые), количества перекачиваемой жидкости и ее свойств.

Зависимость между путевой потерей напора и расходом жидкости называют характеристикой трубопровода.

Гидравлический расчет выкидных линий добывающих скважин базируется на использовании уравнения Д. Бернулли, записанного от­носительно выбранной плоскости сравнения для двух сечений (устье добывающей скважины — вход в сепарационную установку):

ρ g(z_у –z_с)+ (p_у-p_с) +ρ (v_у ²-v _с²) /2= + , (1)

где z_у, z_с - соответственно абсолютные величины над плоскостью сравнения устья скважины и сепаратора, м,

р_у, р_с - соответственно давления на устье скважины и на входе в сепаратор, Па,

v_у, v_с - со­ответственно скорость движения нефти на устье скважины и перед входом в сепаратор, м/с,

ρ - плотность нефти, кг/м³,

-потери давления по длине на течение при движении нефти до сепаратора, Па:

, (2)

где l - длина выкидной линии, м,

d_вн - внутренний диаметр выкидной линии, м,

υ - средняя скорость движения нефти в выкидной линии, м/с

-потери давления на местных сопротивлениях, Па:

/2, (3)

где ε - коэффициент потерь на местных сопротивлениях,

- потерянная скорость на местном сопротивлении.

Коэффициенты потерь на местных сопротивлениях для различ­ных их видов (внезапное расширение или сужение потока, задвиж­ки, повороты и т.д.) приводятся в справочниках.

Коэффициент гидравлических сопротивлений λ рассчитывается по соответствующим формулам в зависимости от режима движения жидкости.

Для простых напорных трубопроводов при течении в них жид­костей гидравлический расчет сводится к решению одной из следую­щих задач:

ПРОСТОЙ трубопровод имеет постоянный диаметр по всей длине и не имеет никаких отводов.

Гидравлический расчет для простых трубопроводов сводится к определению одного из параметров:

1. расчет пропускной способности трубопровода;

2. расчет начального давления;

3. расчет диаметра трубопровода, способного пропустить заданный раход;

Задача 1 решается графоаналитическим методом, строится напорная характеристика и при необходимом напоре определяется скорость, Рейнольдс и потери напора Q® υ ® Re®l®Н

Задача 2 решается Q®v®Re®l®Н®Р

Задача 3 решается D®Re®l®H®характеристика

Если D_исх. не соответствует ГОСТам, то округляют до ближайшего большего

Любой сложный трубопровод можно представить как ряд последовательных или параллельных трубопроводов.

Сложный трубопровод различим диаметром по длине и отводы, при гидравлическом расчете встречаются 4 случая:

1. жидкость из раздаточного коллектора отбирается, при этом D = const

2. жидкость поступает в коллектор, при этом D изменяется

3. жидкость поступает в коллектор, который имеется

трубопровод имеет форму кольца.

Рассчитать давление на устье р_у добывающей скважины для следующих условий: выкидная линия горизонтальна, местные сопротивления отсутствуют,

- длина выкидной линии – l, м 4000

- внут­ренний диаметр линии – d, м 0, 1

- дебит скважины – Q, м³/сут 150

- плотность нефти - р_н, кг/м³ 880

- давление перед входом в сепаратор р_с, МПа 1, 5

- вязкость нефти - µ мПа • с 1, 5

Решение. Так как выкидная линия горизонтальна, то z_у=z_с. Учитывая, что диаметр выкидной линии постоянен, v_у= v_с. Тогда уравнение Бернулли записывается в виде

, (4)

Прежде чем рассчитать определяем скорость движения неф­ти:

, (5)

где Q- дебит скважины, м³/сут,

d - внут­ренний диаметр линии, м.

Рассчитываем число Рейнольдса:

, (6)

где µ- вязкость нефти, мПа • с,

ρ - плотность нефти.

Так как число Rе =12907 > 2320, то режим турбулентный и ко­эффициент гидравлических сопротивлений вычисляем по формуле

, (7)

,

Рассчитываем по формуле (2):

Определяем по (4) давление на устье скважины:

..

Таким образом, давление на устье скважины должно быть равно 1, 53 МПа.

3 ОХРАНА ТРУДА И ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ

3.1 Техника безопасности и охрана труда при сборе и подготовке нефти и газа

Технологические процессы добычи, сбора, под­готовки нефти и таза, их техническое оснащение, выбор сис­тем управления и регулирования, места размещения средств контроля, управления и противоаварийной защиты должны учитываться в проектах обустройства и обеспечивать безо­пасность обслуживающего персонала и населения.

Закрытые помещения объектов сбора, подго­товки и транспортировки нефти, газа и конденсата должны иметь систему контроля состояния воздушной среды, сбло­кированную с системой выключения оборудования, вклю­чая перекрытие задвижек. Все помещения должны иметь постоянно действующую систему приточно-вытяжной вен­тиляции. Кратность воздухообмена рассчитывается в соот­ветствии с СНиП 11-33-75. Основные технологические параметры указанных объектов и данные о состоянии воздушной среды должны быть выведены на пункт управления.

Системы управления должны иметь сигнальные устройства предупреждения отключения объектов и двустороннюю связь с диспетчерским пунктом.

Каждый управляемый с диспетчерского пункта объект должен иметь также ручное управление непосредственно на объекте.

Система сбора нефти и газа должна быть закрытой, а устья нагнетательных, наблюдательных и добывающих скважин - герметичными.

На объектах сбора и подготовки нефти и газа (ЦПС, УПН, УКПГ, ГП), насосных и компрессорных станциях (ДНС, КС) должна быть технологическая схема, утвержденная техническим руководителем предприятия, с указанием номеров задвижек, аппаратов, направлений потоков, пол­ностью соответствующих их нумерации в проектной техно­логической схеме. Технологическая схема является частью плана ликвидации возможных аварий.

Изменения в технологический процесс, схему, регламент, аппаратурное оформление и систему противопо­жарной защиты могут вноситься только при наличии норма­тивно-технической и проектной документации, согласован­ной с организацией - разработчиком технологического про­цесса и проектной организацией - разработчиком проекта.

Реконструкция, замена элементов технологической схе­мы без наличия утвержденного проекта не допускаются.

Оборудование, контактировавшее с сернистой нефтью и не используемое в действующей технологической схеме должно быть отключено, освобождено от продукта, промыто (пропарено), заполнено инертной средой и изоли­ровано от действующей схемы установкой заглушек. Уста­новка заглушек фиксируется в журнале установки-снятия заглушек.

При наличии в продукции, технологических ап­паратах, резервуарах и других емкостях сероводорода или возможности образования вредных веществ при пожарах, взрывах, нарушении герметичности емкостей и других ава­рийных ситуациях персонал должен быть обеспечен необходимыми средствами индивидуальной защиты от воз­действия этих веществ.

Оборудование для сбора нефти, газа и конден­сата должно удовлетворять требованиям стандартов и техни­ческих условий на их изготовление, монтироваться в соответ­ствии е проектами и действующими нормами технологическо­го проектирования и обеспечивать полную сохранность продукции (закрытая система сбора и подготовки нефти и газа).

Оборудование и трубопроводы должны осна­щаться приборами контроля (с выводом показаний на пульт управления), регулирующими и предохранительными устройствами.

Исправность предохранительной, регулирующей и запорной арматуры, установленной на аппаратах и трубо­проводах, подлежит периодической проверке в соответствии с утвержденным графиком.

Результаты проверок заносятся в вахтовый журнал.

. Аппараты, работающие под давлением, осна­щаются манометрами, указателями уровня, запорной и пре­дохранительной аппаратурой, люками для внутреннего ос­мотра, а также дренажной линией для опорожнения.

Электрические датчики систем контроля и уп­равления технологическим процессом должны быть во взрывозащищенном исполнении и рассчитываться на примене­ние в условиях вибрации, образования газовых гидратов, отложений парафина, солей и других веществ либо устанав­ливаться в условиях, исключающих прямой контакт с транс­портируемой средой.

Технологические трубопроводы и арматура ок­рашиваются в соответствии с требованиями ГОСТ 12.4.026 ССБТ и обеспечиваются предупреждающими знаками и надписями. На трубопроводы наносятся стрелки, указываю­щие направление движения транспортируемой среды.