РАЗДЕЛ ОБЩЕГО ПРОЕКТИРОВАНИЯ
Трубопроводы системы сбора и подготовки нефти и газа предназначены для транспортировки продукции скважин от их устья до нефтеперекачивающих станций товарно-транспортных организаций; для подачи сточных вод от УПВ до нагнетательных скважин.
Общая протяженность промысловых трубопроводов достигает сотен километров только по одному промыслу.
Классификация трубопроводов
— выкидные линии — транспортируют продукцию скважин от устья до ГЗУ;
— нефтегазосборные коллекторы — расположены от ГЗУ до ДНС;
— нефтесборные коллекторы — расположены от ДНС до центрального пункта сбора (ЦПС);
— газосборные коллекторы — транспортируют газ от пункта сепарации до компрессорной станции.
По величине напора:
— высоконапорные — выше 2,5 МПа;
— средненапорные — 1,6-2,5 МПа;
— низконапорные — до 1,6 МПа;
Самотечным называется трубопровод, перемещение жидкости в котором происходит только за счет сил тяжести. Если при этом нефть и газ движутся раздельно, то такой нефтепровод называют свободно- самотечным, а при отсутствии газовой фазы — напорно-самотечным.
По типу укладки:
По гидравлической схеме:
— простые, то есть не имеющие ответвлений;
— сложные, то есть имеющие ответвления или переменный по длине расход, или вставку другого диаметра, или параллельный участок, а также кольцевые.
По характеру заполнения сечения:
— трубопроводы с полным заполнением сечения трубы жидкостью;
— трубопроводы с неполным заполнением сечения.
Полное заполнение сечения трубы жидкостью обычно бывает в напорных трубопроводах, а неполное может быть как в напорных, так и в безнапорных трубопроводах. С полным заполнением сечения жидкостью чаще бывают нефтепроводы, транспортирующие товарную нефть, то есть без газа, и реже — выкидные линии. Нефтесборные коллекторы обычно работают с неполным заполнением сечения трубы нефтью, так как верхняя часть сечения коллектора занята газом, выделившимся в процессе движения нефти.
Основные принципы проектирования трубопроводов
Проектирование трубопроводов на площади месторождения сводится к решению следующих основных задач:
— выбор трассы трубопроводов, исходя из расположения скважин на месторождении, их дебита и рельефа поверхности;
-выбор рациональных длин и диаметров трубопроводов, отвечающих минимальному расходу металла, минимуму затрат на строительство и эксплуатацию;
— гидравлический, тепловой и механический расчет трубопроводов.
Основные элементы системы сбора, транспорта и подготовки промысловой продукции
Технологическая модель современной системы сбора промысловой продукции, транспорта и подготовки нефти и воды состоит из девяти элементов.
Элемент 1. Участок от устья добывающих скважин до групповых замерных установок (ГЗУ), здесь продукция скважин в виде трехфазной смеси (нефть, газ, вода) по отдельным трубопроводам перекачивается до узла первичного замера и учета продукции.
Элемент 2. Включает участок от ГЗУ до дожимных насосных станций (ДНС), где продукция скважин разделяется на жидкую и газовую фазы (первая ступень сепарации). На данном участке возможно образование достаточно высокодисперсной водогазонефтяной эмульсии, стойкость которой будет зависеть от физико-химических характеристик конкретной нефти и воды.
Элемент 3. ДНС—газосборная сеть (ГСС). В этом элементе нефтяной газ из булитов (емкостей), являющихся первой ступенью сепарации, отбирается в газосборную сеть под давлением узла сепарации.
Элемент 4. ДНС — УКПН. Данный элемент включает участок от ДНС до установки комплексной подготовки нефти (УКПН). В некоторых нефтяных регионах такой узел называют «центральный пункт сбора продукции (ЦПС)».
Элемент 5. ДНС — установка предварительного сброса воды (УПСВ). Часто данный элемент бывает совмещенным с одновременным отделением газа первой ступени сепарации; затем вода проходит доочистку до нужного качества.
Элемент 6. УПСВ — КНС. Отделившаяся вода необходимого качества и количества из емкостей УПСВ (отстойные аппараты) силовыми насосами подается на кустовую насосную станцию (КНС) для нагнетания в пласт.
Элемент 7. УКПН — установка подготовки воды. Этот элемент также является совмещенным, т.к.одна из ступеней используется для отделения и очистки водной фазы, а вторая — для разделения и разрушения эмульсии промежуточного слоя, которая накапливается в резервуарах товарного парка.
Элемент 8. Установка подготовки воды — КНС. Вся водная фаза ( как сточная вода) с узла подготовки воды по отдельному трубопроводу транспортируется в этом элементе до кустовой насосной станции.
Элемент 9. КНС — нагнетательная скважина (пласт). На этом участке очищенная от мехпримесей и нефтепродуктов сточная вода силовыми насосами КНС закачивается в нагнетательную скважину и далее в пласт.
На основании обобщения передового опыта эксплуатации и научных исследований в отрасли разработаны унифицированные технологические схемы по сбору и подготовке нефти, газа и воды.
В основу этих схем положено совмещение в системе герметизированного нефтегазосбора процессов транспорта и подготовки продукции скважин для ее последующего разделения в специальном оборудовании при максимальном концентрировании основного оборудования по подготовке нефти, газа и воды на центральных нефтесборных пунктах (ЦНП). Это дает возможность автоматизировать промысловые объекты с наименьшими капитальными вложениями.
Существует несколько вариантов унифицированных технологических схем.
I ступень сепарации размещается на площадке ДНС, осуществляется предварительное обезвоживание нефти при давлении I ступени сепарации. Качество сбрасываемой пластовой воды должно удовлетворять требованиям к ее закачке в трещиновато-пористые коллекторы как наиболее распространенные.
На месторождении размещается сепарационная установка без сброса воды.
Нефть совместно с выделившимся из нее газом в нормальных условиях не может транспортироваться на большие расстояния, т.к. объем выделившегося газа в несколько десятков раз превышает объем жидкости и для совместного их транспорта необходимо было бы сооружать трубопроводы большого диаметра, что очень дорого. Поэтому на нефтяных месторождениях совместный сбор и транспорт нефти и нефтяного газа осуществляют только на экономически целесообразные расстояния (табл. 2), а затем нефть и выделившийся из нее газ транспортируют отдельно. Для этого предварительно разделяют нефтегазовый (нефтеводогазовый) поток на два — нефтяной (водонефтяной) и газовый.
Нефть, прошедшая установки подготовки, называется товарной.
Нефти различных месторождений отличаются по химическому составу и товарным свойствам. Из некоторых нефтей можно получить без дополнительной обработки высокооктановый бензин; другие, например, мангышлакская, содержат в большом количестве парафины, являющиеся ценным химическим сырьем.
Схема переработки нефти на заводе зависит от качества нефти. Например, при переработке сернистых нефтей в состав завода включаются установки по очистке продукции от серы, при переработке парафинистых нефтей — установки депарафинизации.
Но вводить раздельную перекачку нефтей в зависимости от их сортов нерационально, т.к. это усложнит нефтепромысловое хозяйство, увеличит размеры резервуарного парка, приведет к созданию сложной системы нефтепроводов.
Поэтому на практике нефти смешиваются в районах добычи и направляются на переработку в виде смеси.
По магистральному трубопроводу в пределах определенного региона перекачивается типовая нефть.
Смешиваются нефти после их исследования. Иначе может произойти обесценивание получаемой продукции. Например, если смешать сернистую и малосернистую нефти, то не удастся получить малосернистый кокс и т.д.
СИСТЕМА СБОРА и ПОДГОТОВКИ НЕФТИ и ГАЗА
На нефтяных месторождениях в основном применяются однотрубные системы сбора, при которых продукция скважин по выкидным линиям поступает на групповую замерную установку (ГЗУ), где проводится измерение дебитов (производительность) отдельных скважин, затем по трубопроводу нефть в газонасыщенном состоянии (без отделения нефти) направляется на ЦПС.
Помимо однотрубных систем сбора применяются и двухтрубные, когда после ГЗУ нефть поступает на дожимную насосную станцию (ДНС), где осуществляется первая ступень сепарации нефти (отделение основного количества газа от нефти). После ДНС нефть насосами откачивается на ЦПС, а газ по отдельному газопроводу за счет давления в сепараторе ДНС (обычно 0,6-0,8 Мпа) направляется также на ЦПС, где производится его подготовка к дальнейшему транспорту. Двухтрубные системы сбора продукции скважин применяются на больших по площади месторождениях нефти, когда давление скважин недостаточно для транспортировки продукции скважин до ЦПС.
На некоторых месторождениях осуществляется раздельный сбор продукции безводных и обводненных скважин. В этом случае продукция безводных скважин, не смешиваясь с продукцией обводненных скважин, поступает на ЦПС. Также раздельно собирают продукцию скважин, если нежелательно смешение нефтей разных горизонтов, например не содержащих и содержащих сероводород. Продукция обводненных скважин и продукция, которую нежелательно смешивать, по отдельным выкидным линиям и нефтегазосборным коллекторам транспортируется до ЦПС
СИСТЕМА СБОРА И ПОДГОТОВКИ НЕФТИ И ГАЗА
Поступающая из нефтяных и газовых скважин продукция не представляет собой соответственно чистые нефть и газ. Из скважин вместе с нефтью поступают пластовая вода, попутный (нефтяной) газ, твердые частицы механических примесей (горных пород, затвердевшего цемента). Для получения товарной нефти ее необходимо подвергнуть специальной подготовке, а газ перед поступлением к потребителю проходит сепарацию и осушку. Ввиду того, что пластовая вода и различные мех.примеси вызывают износ трубопроводов и оборудования, нефть отделяют от воды, газа и мех.примесей до подачи в магистральный трубопровод.
Система сбора и подготовки нефти включает комплекс промысловых технических средств и установок, соединенных трубопроводами. Обычно на месторождениях применяется напорная герметизированная система сбора и подготовки продукции скважин, почти полностью исключающая потери углеводородов. На рис.1 изображена типовая схема сбора и подготовки нефти,
Со скважин жидкость (нефть, газ и вода) поступает на замерные установки, где производится учет количества нефти и газа с каждой скважины. С АГЗУ жидкость поступает на дожимные насосные станции (ДНС) или установки предварительного сброса воды (УПСВ). На ДНС осуществляется первая ступень сепарации, газ отводится по отдельному коллектору потребителю или на газоперерабатывающий завод (ГПЗ). Частично дегазированная жидкость подается центробежными насосами ЦНС на УПСВ или центральный пункт сбора (ЦПС).
На УПСВ жидкость проходит последовательно две ступени сепарации. Перед первой ступенью сепарации в жидкость подается реагент – деэмульгатор. Газ с обеих ступеней сепарации подается на узел осушки газа, а затем потребителю или на ГПЗ. Жидкость со второй ступени сепарации поступает в резервуарный парк, где происходит частичное отделение мех.примесей и предварительный сброс воды с подачей ее на блочную кустовую насосную станцию (БКНС) для закачки в пласт. На БКНС производится подготовка, учет и закачка воды по направлениям на водораспределительные батареи (ВРБ). С ВРБ вода подается на нагнетательные скважины.
После ДНС или УПСВ нефть поступает на подготовку.
Технологические процессы подготовки нефти проводятся на установке подготовки нефти (УПН) или центральном пункте подготовки нефти (ЦППН), и включают в себя следующие процессы:
— сепарация (1,2 ступень) и разделение фаз;
На УПН (ЦППН) жидкость поступает на узел сепарации. После сепарации жидкость направляется в печи для подогрева эмульсии с реагентом. Нагревается до 50 о и поступает в отстойники, где происходит разделение эмульсии на нефть и воду. Вода сбрасывается в очистные резервуары, где происходит гравитационный отстой остаточных нефтепродуктов, содержащихся в воде, и далее направляется на БКНС. Нефть из отстойников направляется в технологические резервуары, где происходит дальнейшее отделение нефти от воды.
Нефть с содержанием воды > 10% с установок предварительного сброса воды насосами ЦНС подается на установки подготовки нефти (УПН – 1, 2) в печи-нагреватели ПТБ-10 . В поток нефти, на прием насосов подается дозируемый расход реагента — деэмульгатора в количестве > 20 г/т. Нагрев в печах производится до 45-50 о С, после чего нефть поступает в электродегидраторы, где происходит обезвоживание и обессоливание нефти. Нефть, с содержанием воды до 1% и температурой 44-49 о С поступает в сепараторы “горячей сепарации” для дальнейшего разгазирования (стабилизации), оттуда следует в товарные резервуары РВС. Нефтяные резервуары представляют собой емкости, предназначенные для накопления, кратковременного хранения и учета сырой и товарной нефти. Резервуары типа РВС (резервуар вертикальный стальной). Товарная нефть проходит проверку качества с помощью лабораторных методов и подается насосами ЦНС через узел учета нефти (УУН) на центральный товарный парк (ЦТП) или в магистральный нефтепровод. С ЦТП нефть подается для окончательной переработки на нефтеперерабатывающий завод (НПЗ).
Для подготовки нефти используют следующее оборудование:
— сепарационные установки – двухфазные сепараторы-отделители газа от жидкости типа НГС, сепараторы 2 ступени. Для более глубокой сепарации нефти на УПСВ применяют двухступенчатую сепарацию – смесь последовательно проходит через два сепаратора. Отсепарированный газ направляется через счетчики в газопровод на ГПЗ и ГРЭС как товарный продукт;
— печи – ПТБ – 10 (печь трубная блочная) – предназначены для подогрева нефтяных эмульсий перед блоками обезвоживания и обессоливания, для улучшения процесса разделения эмульсии на нефть и воду;
— блок нагрева БН — предназначен для подогрева нефтяных эмульсий перед блоками обезвоживания и обессоливания;
Кроме сепарации, процесс подготовки нефти включает очистку нефти от свободной воды, механических примесей и солей. Этот процесс осуществляется в отстойниках, аппаратах ОВД – 200. Отстойники предназначены для отстоя нефтяных эмульсий с целью разделения ее на нефть и пластовую воду после нагрева и подачи реагента – деэмульгатора, способствующего облегчению разделения нефтяной эмульсии на нефть и воду.
Используются следующие деэмульгаторы: Дисольван 28/30, Дисольван 34/08, Сепарол WF-41, Сепарол ES-3344, Прошинор DN-15, Дипроксамин, СНПХ. Деэмульгаторы – химические вещества, обладающие поверхностно-активными свойствами, уменьшающие поверхностное натяжение раздела фаз нефть-вода, тем самым способствующие расслоению эмульсии. Для глубокого обезвоживания и обессоливания на установках подготовки нефти применяются электродегидраторы ЭГ – 200 – 10 (объем 200 м 3 , рабочее давление 10 атм.) Электродегидратор отличается от отстойника ОВД – 200 наличием двух горизонтальных электродов, на которые подается напряжение до 44 Кв.
Контроль над качеством товарной нефти и учет ее ведется на объединенном коммерческом узле учета нефти. Подготовленная нефть проходит через автоматическую систему “СМИТ”, обеспечивающую точность учета до 0,1 %. Качество товарной нефти регламентируется ГОСТом 9965-76.
Промысловые трубопроводы: типы, эксплуатация, ГОСТ
Чтобы транспортировать добытую нефть из скважины к месту центрального сбора, необходимы промысловые трубопроводы. Они предназначены и для того, чтобы перемещать «черное золото» и на другие объекты в рамках промысла. Промысловые трубопроводы в зависимости от давления можно разделить на три вида: с сильным давлением, со средним и с низким. Также они могут быть простыми, когда нет ответвлений, и сложными — с ответвлениями. Способ прокладки промысловых трубопроводов тоже подразделяет их на подводные, надземные, наземные и подземные.
Зависимости от предназначения
Промысловые трубопроводы могут быть безнапорными и напорными. На этом подразделение не заканчивается. Например, трубопроводы бывают выкидными, когда нефть перекачивают к установке из скважины по замеру: диаметром труба в зависимости от производительности данной скважины 75-150 миллиметров. Необходимы и промысловые технологические трубопроводы. Сборные коллекторы предназначены для транспортировки нефти к установке, где нефть подготавливается: из нее удаляются газ, минеральные соли, вода. Диаметром такие коллекторы 100-350 миллиметров.
Промысловые газопроводы собирают газ, промысловые ингибиторопроводы подают в скважины реагенты, промысловые водопроводы подают воду для поддержки пласта. И для всего этого необходимы трубы. Условия установки (например — рельеф местности) подсказывают при проектировании промысловых трубопроводов, какой вид лучше всего применить в данном конкретном случае. В самотечных нефть движется самотеком под действием гравитации, в напорно-самотечных может перекачиваться только нефть, свободно-безнапорные перегоняют отдельно нефть, отдельно газ. Но бывают и комбинированные виды.
Кроме того, промысловые нефтепроводы в зависимости от условий установки (например, от наличия /отсутствия склонов рельефа) делятся на следующие виды:- самотечные (движение происходит под действием гравитационных сил);- напорно-самотечные (по трубопроводу перекачивается только нефть);- свободно-самотечные/безнапорные (нефть и газ движутся отдельно друг от друга);- комбинированные. При строительстве промысловых трубопроводов все это обязательно учитывается.
Если нефть нагреть, она становится более вязкой, тогда скорость ее движения по трубе значительно увеличивается. Это применяется при перекачке больших количеств нефти. Отличие магистральных и промысловых трубопроводов в том, что последние доставляют полезное ископаемое не далее перерабатывающего предприятия, это конечная его точка. А магистральные — по всему миру. Тем не менее, без строительства промысловых трубопроводов не обойтись, это важнейшая составляющая для сбора нефти и ее товарной подготовки, подвода воды и газа для системы ППД.
Именно построенные для технических нужд и по технологическим правилам промысловые трубопроводы транспортируют добываемую продукцию от самого устья скважины до головных магистральных сооружений газо- и нефтепроводов или до ГПЗ (НПЗ). Также необходимы сооружения трубопроводов для подачи воды, попутно добываемой — от ЦППН и УПСВ до КНС, а потом оттуда до месторождения — его нагнетательных скважин. Добыча нефти и газа отличается применением достаточно сложных технологий, над разработкой трубопроводов и сопутствующих механизмов вплотную работают многие научно-исследовательские институты.
Эксплуатация промысловых трубопроводов
Чтобы увеличить пропускную способность сборных коллекторов, когда подключаются новые скважины или увеличивается производительность на прежних, нужно, как уже было сказано, уменьшить вязкость и подогреть нефть. Есть и другие способы: в потом вводится обводненная нефть, прокладывается параллельный нефтяной коллектор (лупинг) или подключается параллельно дополнительный насос.
Магистральные и промысловые трубопроводы, по которым транспортируется товарная нефть (когда давление насыщенных паров не выше 500 миллиметров ртутного столба (66,7 кПа) при +38 градусах, обычно называют нефтепроводами. А если транспортируется продукция с нефтяных скважин вместе с газом, который растворен или находится в свободном состоянии, а давление насыщения паров нефти абсолютное при +20 градусах, такие трубопроводы называются нефтегазопроводами. Если транспортируются промысловые воды, это водовод.
Величина напора выше 2,5 МПа бывает в высоконапорных трубопроводах, от 1,6 до 2,5 МПа — в средненапорных, а менее 1,6 МПа — в низконапорных. Помимо наземных, подземных, подвесных и подводных бывают трубопроводы сборные или сварные. Материалы для них тоже отличаются: стеклопластиковые, стальные с покрытием внутри — антикоррозийным лакокрасочным или полиэтиленовым, а также просто стальные. Коррозия труб промысловых трубопроводов для нефти и газа увеличивается, если проведены кислотные обработки скважины или гидроразрыв пластов. Попутная вода при этом значительно снижает рН в зонах застоя. Достаточно часто требуется ремонт промысловых трубопроводов.
О коррозии металла
Чтобы снизить коррозию стальных труб, заводы-изготовители в последние десятилетия проводят значительные исследования и практические эксперименты. Таким образом был разработан целый комплекс ТУ, где регламентируется ряд важнейших показателей, среди которых и скорость коррозии. Начался выпуск коррозийно-стойких труб, для которых сталь идет с добавками хрома, титана, ванадия. Плакированные, многослойные, комбинированные и многие другие типы труб предназначены для действующих нефтяных промыслов, для строительства магистральных и промысловых трубопроводов.
Сроки службы увеличились, общая коррозия снизилась. Но трубы стали значительно дороже. Одновременно разнообразными организациями были предложены для эксплуатации в нефтяной промышленности трубы из пластмасс и стеклопластика, а также чисто стальные с полиэтиленовым покрытием внутренним и наружным, с только внутренним покрытием из лаков и красок с антикоррозийными свойствами.
Свод правил
Свод правил (далее СП) «Промысловые трубопроводы» вышел из Технического комитета по стандартизации (ТК 465), далее утвержден Министерством строительства РФ в 2016 году и введен в действие с июня 2017 года. Этот документ установил требования к промысловым стальным трубопроводам, а также они касаются проектирования, производства и приемки работ во время сооружения, реконструкции, капитального ремонта трубопроводов до 1400 миллиметров диаметром (включительно). Избыточное давление не должно превышать 32,0 МПа. СП «Промысловые трубопроводы» должен распространяться на все промысловые стальные трубопроводы, в частности:
1. Для месторождений газовых и газоконденсатных — газопроводы-шлейфы до сборного пункта или до входного крана, который находится на площадке промысла, то есть, до установок для подготовки шлама, панельно-полимерных анкерующих устройств или до зданий с переключающей арматурой.
2. Для коллекторов газосборных — от обвязки скважин, газопроводы газа неочищенного, трубопроводы нестабильного и стабильного газового конденсата любой протяженности.
3. Для трубопроводов подачи газа очищенного и ингибитора непосредственно в скважины и на прочие объекты.
4. Для трубопроводов под сточные воды давлением свыше 10 МПа, чтобы подать их в скважины и закачивать в поглощающие пласты.
5. Для ингибиторопроводов.
6. Для метанолопроводов.
7. Для нефтяных месторождений и нефтегазовых — трубопроводы выкидные от скважин, кроме участков на кустах скважин, чтобы транспортировать продукт вплоть до замерных установок.
8. СП 284 1325800 2016 «Промысловые трубопроводы» также предписывает нефтегазопроводы для транспорта продукции скважин от замерной установки до пункта сепарации нефти.
Документ касается всех видов трубопроводов, использующихся в нефтяной и газовой отрасли, и этот список очень длинный. Промысловые трубопроводы для нефти и газа, которые транспортируют нефть вместе с газом, который находится в растворенном и свободном состоянии отнесены к нефтегазопроводам, а к нефтепроводам — поставляющие разгазированную нефть.
СП «Промысловые трубопроводы» правила не распространяет на трубопроводы из чугуна, композитных и полимерных материалов, а также на трубопроводы магистральные для транспорта продукта товарного качества и многие другие виды. Например, другие качества должны иметь трубы, чтобы транспортировать продукцию с содержанием сероводорода, продукта с температурой выше 100 градусов. Не касаются эти положения водоводы и технологические трубопроводы внутри площадки.
Ведомственные строительные нормы (ВСН)
Строительство магистральных и промысловых трубопроводов контролируются нормами ВСН и распространяются на стальные трубопроводы 1420 миллиметров включительно, согласно этих норм и производится реконструкция и сооружение нового оборудования для действующих и открывающихся месторождений газа и нефти. Область распространения также контролируется нормами проектирования, в том числе и для подземных хранилищ, где избыточное давление среды (не более 32 МПа). ВСН «Магистральные и промысловые трубопроводы» рассматривают и выкидные линии, которые нужны для транспортировки от скважины, где регламентируется диаметр и протяженность в зависимости от технических расчетов и дебита скважин (от 75 до 150 миллиметров диаметр выкидной линии и не более четырех километров длиной).
Транспортировать нефть предназначены сборные коллекторы, которые прокладываются от замерной установки до насосной станции или установки, где подготавливается нефть. Диаметр сборных коллекторов ль 100 до 350 миллиметров, протяженность может быть и более десяти километров. ВСН «Промысловые трубопроводы» задают нормы для ингибиторопроводов, которые подают в скважины химические реагенты (не только в скважины, но и другие объекты, где это необходимо в рамках газоконденсатных, газовых, нефтегазовых и нефтяных месторождений. На промыслах необходимы и водопроводы, для строительства и реконструкции которых тоже необходимо опираться на Свод правил и Ведомственные строительные нормы.
Вода подается к нагнетательным скважинам, чтобы поддерживать давление в пласте, после чего пластовые воды добывают вместе с нефтью, собирают и выводят в водоносные горизонты. Строительство магистральных и промысловых трубопроводов предусматривает и этот важный элемент. Водопроводы подразделяют на магистральные, начинающие путь с насосных станций на втором подъеме, на подводящие, которые соединяют магистральный водопровод с насосными станциями каждого куста, на разводящие, которые соединяют нагнетательные скважины с кустовыми насосными станциями.
Месторождения газа и газоконденсата
На таких объектах промысловые трубопроводы соединяют газовые скважины и установками по подготовке газа, с промысловыми распределительными станциями перед поступлением газа в магистральный газопровод, а также с их помощью собирают и утилизируют газовый конденсат. Подразделяются на газопроводы-шлейфы, коллекторные газопроводы, конденсатосборные и промысловые водопроводы. Все это строится и реконструируется строго по правилам, которые представлены в ВСН. Шлейф-газопровод соединяет скважину с сепаратором, где от собственно газа отделяются все ненужные ему примеси, там же происходит и осушка газа, подготовка его к транспортировке.
Бывают групповые установки и отдельные пункты сепарации газа. Длиной шлейфы от 600 метров до 5 километров, диаметр труб предписывается до 200 миллиметров. Промысловые коллекторы для сбора газа должны соединять групповые подготовительные установки с газораспределительными станциями. Формой газосборные коллекторы не отличаются от других промысловых газопроводов, которые используются на нефтяных месторождениях. Конденсатосборные коллекторы точно такие же, как на нефтяных месторождениях коллекторы для сбора нефти, применяют их для транспортировки газового конденсата на газосборный пункт или на завод по производству газобензина.
Строительство трубопроводов в России
Уже в восьмидесятых годах двадцатого века в России повсюду перешли на строительство напорных систем герметизированных, на новых месторождениях сейчас не проектируют вакуумные газопроводы. Газопроводы, аналогичные выкидным линиям, подразделяются по назначению — на подводящие, в первую очередь. Далее аналогичные сборным коллекторам по нефти — сборные коллекторы по газу, и, наконец, нагнетательные газопроводы.
Форма также зависит от конфигурации месторождения, от размеров залежей и от размещения дожимных станций и замерных установок. На нефтяных промыслах газосборная система названа соответственно форме коллектора: линейной, если коллектор — одна линия, лучевой, если коллекторы сводятся к единому пункту, кольцевой, если коллектор огибает нефтяную структуру по всей площади кольцом. Обычно в кольцевом коллекторе проектируют перемычки для маневренности и надежности работы.
Нагнетательные газопроводы гонят газ в «шапку» месторождения от компрессорных станций, чтобы поддерживать пластовое давление и продлить сроки фонтанной эксплуатации скважины, а также для подачи к устьям скважин через будки распределения газа, если способ эксплуатации компрессорный. Таким же образом транспортируется газ на перерабатывающие заводы и на установки газофракционирования для потребителей.
Правила строительства промысловых трубопроводов
Поскольку это инженерные сооружения капитальные, то есть, рассчитанные на долгий срок службы и предназначены для транспортировки нефтепродуктов, газа и нефти бесперебойным способом от места добычи до установок по комплексной подготовке и местам поступления в магистральный трубопровод (а также любой иной вид транспорта, включая речной, морской и железнодорожный), для строительства предусмотрены многие нормы и правила. Главное — ГОСТ 55990 (2014) «Промысловые трубопроводы» для месторождений газонефтяных и нефтяных, где изложены в разделе 8 нормы по проектированию и правила для применения данного стандарта. Обо всех изменениях поступает информация в указатель «Национальные стандарты». Поправки и изменения в официальном тексте публикуются ежемесячно и с сети Интернет Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии на официальном сайте.
ГОСТ «Промысловые трубопроводы» распространяется на реконструируемые и новые стальные трубопроводы диаметром 1400 миллиметров включительно, где избыточное давление не более 32,0 МПа для нефтяных, газоконденсатных и газовых месторождений, а также для подземных хранилищ. О составе промысловых трубопроводов было сказано выше, именно таким образом действует настоящий стандарт. Это для газоконденсатных и газовых месторождений газопроводы-щшлейфы, газосборные коллекторы, трубопроводы для стабильного и для нестабильного газового конденсата, для подачи ингибитора и очищенного газа в скважины и на другие требующие обустройства объекты, трубопроводы сточных вод в скважины (закачка в поглощающие пласты), метанолопроводы.
ГОСТ «Промысловые трубопроводы» для газонефтяных и нефтяных месторождений также описан выше. Это выкидные трубопроводы, нефтегазосборные, газопроводы для тренспорта нефтяного газа, нефтепроводы для транспорта газонасыщенной или разгазированной безводной или обводненной нефти, газопроводы при газлифтном способе нефтедобычи, газопроводы для подачи в продуктивные пласты, трубопроводы для заводнения пластов, а также систем захоронения сточных и пластовых вод, нефтепроводы для транспорта нефти товарного качества, газопроводы для транспорта газа, ингибиторопроводы, деэмульгаторопроводы на объектах газонефтяных и нефтяных месторождений. Предусмотрены ГОСТом и трубопроводы для подземных хранилищ — между площадками на объектах.
Прокладка трубопроводов
Промысловые и магистральные трубопроводы пересекают огромное количество самых разнообразных естественных и искусственных преград, которые называются переходами — подводными, воздушными или подземными. Гидрогеологические, природные, климатические условия также бывают самые разные: пересекаются реки, овраги, ущелья, карстоопасные участки. Иногда только надземная прокладка единственно возможна. Условия строительства разнообразны, и для каждого случая предусмотрены нормы и правила, заложенные в ГОСТе. Каждый участок должен удовлетворять эксплуатационным, производственным, экономическим требованиям.
Выход из строя любого звена прекратит работу по всей длине трубопровода, ка это сотни и сотни километров. Именно поэтому все переходы являются исключительно ответственными сооружениями. Трубы должны быть защищены и от внешней, и от внутренней коррозии. Все они проверяются на гидравлическое сопротивление и на прочность, где рассчитывается допускаемое давление, учитывая промысловую практику (большая часть справочных таблиц показывает условия по перекачке воды, а здесь трубопровод должен работать по более сложным условиям — перекачке вязких смесей и жидкостей).
Сборные трубопроводы — основные промысловые коллекторы, которые прокладываются к компрессорным станциям и резервуарным маркам от индивидуальных или групповых сборных установок, играют самую решающую роль. Здесь рельеф местности чрезвычайно важен, если схема сбора раздельно-самотечная. Если схемы напорные, важно расположение главных групповых установок сбора. Диагностика трубопроводов показывает, что если отсутствует электро- и химзащита, могут образовываться анодные и катодные участки, где происходят частые выносы коррозийных продуктов бурого и темно-бурого цвета из-под нахлесточных витков полимерных лент изоляции.
Технологические схемы строительства
Технологии строительства не могут не быть разнообразными, поскольку переходы на другие технологические схемы диктует изменчивость характеристик ландшафта: меняются и топографические, и грунтовые, и гидрогеологические, и гидрологические, и климатические его характеристики. Если на любом уровне — от проектирования до реализации проекта — допущены ошибки, вполне может случиться отказ трубопровода, зачастую сопровождаемый пожаром и несчастными случаями. Все неполадки можно поделить на категорийные и некатегорийные. Трубопроводы и запорная арматура подлежат обязательному обслуживанию — периодически проводятся осмотры, устраняются обнаруженные пропуски газа и нефти. Обход трасс, где трубопровод уложен у грунт, проводится обычно весной, осенью и в любой момент, когда подозревается неисправность нефтесборной и нефтетранспортной сети.
Поскольку в России благоприятных климатических условий практически нигде не существует, они повсеместно суровы, осложнениями сопровождается обслуживание любого трубопровода — промыслового или магистрального. Нефте- и газопроводы замерзают на отдельных участках, увеличивается вязкость нефтяной эмульсии и нефти в резервуарах на нефтесборных установках во всасывающих насосах. Приходится аварийные участки подогревать, причем, используется только водяной пар высоких температур, поскольку открытое пламя непременно вызовет пожар или взрыв.
Внутренняя коррозия труб наиболее опасна, она происходит потому, что расслаивается продукция, поступающая из скважин: нефть вверху — отдельно, пластовая вода внизу — отдельно. А вода высоко минерализована, в ней множество разнообразных мелких частиц, которые механически воздействуют на нижнюю часть трубы, где образуются борозды повдоль, своеобразные канавки. Именно из-за них и происходит большая часть отказов работы трубопровода. А такая канавочная коррозия прогрессирует очень быстро: до 2,7 миллиметров в год.
Трубопроводы для промысла нефти и газа — в основном цельнотянутые трубы, значительно более прочные, поскольку низкоуглеродистая сталь используется только лучших сортов и хорошо термически обработана. Нефтепроводные трубы выполняются без резьбы, электросваркой. Трубопроводы должны иметь ограждения, бровку отсыпки или иное обозначение границ участка. Трасса трубопровода определяется размерами и направлением технического коридора, то есть — групповая укладка труб разного или одинакового назначений должна быть упорядочена. Сюда относятся и линейная часть, и переходы через преграды естественного или искусственного плана, и запорные узлы арматуры, и устройства закрепления труб, и устройства электрохимической защиты против коррозии.
Чтобы обеспечить эксплуатационную надежность проектируемых трубопроводов на каждой стадии их использования — от работ пуска и наладки до демонтажа и утилизации, необходимо использовать Свод правил и не позволять нарушение норм, предписанных ГОСТом. Именно в целях повышения качества на этапах проектирования, строительства и последующей безопасной эксплуатации промысловых трубопроводов и выработаны эти нормативные документы. Прежде всего нужно минимизировать эксплуатационные риски, адекватно ими управлять: соблюдать все требования действующих технических регламентов соответственно документам по стандартизации.
Источник https://studbooks.net/1412582/tovarovedenie/razdel_obschego_proektirovaniya
Источник https://studopedia.ru/14_22223_sistema-sbora-i-podgotovki-nefti-i-gaza.html
Источник https://fb.ru/article/446411/promyislovyie-truboprovodyi-tipyi-ekspluatatsiya-gost
