ПРОМЫСЛОВЫЕ ТРУБОПРОВОДЫ

Трубопроводы, транспортирующие продукцию скважин на территории нефтяных месторождений, подразделяются:

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 МПа и выше), среднего (1,6—6,4 МПа) и низкого (0,6— 1,6 МПа) давления;

4) по способу прокладки — на подземные, наземные и подводные;

5) по функции — на выкидные линии, идущие от устьев скважин до групповой замерной установки (ГЗУ), нефтяные, газовые, водяные и нефтегазоводяные сборные коллекторы и межпромысловые нефтепроводы 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 увлеченным 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.

Нефть и ее примеси транспортируются по выкидным линиям до ГЗУ за счет перепада давления между устьем скважины ' и ГЗУ. Выкидные линии прокладываются под землей, их диа­метр в зависимости от дебита скважин составляет от 75 до 150 мм. Протяженность выкидных линий определяется технико-экономическими расчетами и может достигать 3—4 км.

От ГЗУ до ДНС или ЦПС обычно прокладывается сборный коллектор диаметром от 150 до 500 мм и протяженностью от 5 до 10 км.

При сооружении нефтепромысловых коммуникаций применя­ют стальные трубы из малоуглеродистой и низколегированной стали, обладающие хорошей свариваемостью. Эти трубы вы­пускаются бесшовными, электросварными, спирально-сварными и т. д. Сварные трубы больших диаметров имеют продольный или спиральный шов, а трубы малых диаметров — продольный шов.

Перед строительством любого трубопровода, прокла­дываемого на нефтяных месторождениях, прежде всего согла­суют с землепользователем временное отчуждение земли, по ко­торой должен прокладываться трубопровод. После этого роют траншеи на глубину ниже уровня промерзания почвы и подво­зят плети труб к этой траншее. Затем сваривают вручную (диа­метр до 800 мм) или автоматически (диаметр более 800 мм) стыки труб, поддерживаемых на весу трубоукладчиками, тща­тельно очищают наружную поверхность труб от грязи и окали­ны и наносят на нее битумное покрытие, крафтбумагу и ленту гидроизоляции, предохраняющие трубопровод от почвенной кор­розии.

После проведения всех этих работ сваренный и изолирован­ный трубопровод погружается трубоукладчиками на дно тран­шеи и закапывается той же землей, которая была вынута из траншеи. Затем грейдерами выравнивается поверхность земли на трассе данного трубопровода и осуществляется рекультива­ция почвы, т. е. восстановление ее плодородия.

Опрессовка трубопровода. После окончания строи­тельных работ все промысловые трубопроводы, уложенные в траншеи или проходящие по поверхности земли, подвергают­ся гидравлическому испытанию (опрессовке).

Цель гидравлических испытаний трубопроводов — проверка на герметичность сварных (или резьбовых) соединений и испы­тание на механическую прочность

Гидравлическое испытание на герметичность и прочность трубопровода осуществляется следующим образом: на трубо­проводе с обоих концов устанавливаются (привариваются) за­глушки с краниками для выпуска воздуха, после чего трубо­провод заполняется водой. К заполненному водой трубопроводу подсоединяют насос (обычно поршневой) и создают необходи­мое давление (давление опрессовки), которое выдерживают в течение 30 мин. Если за это время давление в трубопроводе не снизилось или снизилось не более чем на 0,05 МПа, то тру­бопровод считается герметичным. Необходимое давление опрес­совки должно превышать рабочее в 1,25—1,5 раза, в зависимо­сти от назначения трубопровода.

Соединение труб. Нефтепроводные трубы соединяют между собой при помощи резьбовых соединений, фланцев, элек­тро- и газосварки. Последний широко распространен и приме­няется чаще для труб большого диаметра.

Существуют три способа сварки труб:

1) электродуговая сварка постоянным током (от передвижных генераторов) или переменным током (от сварочных трансформаторов, присоединенных к промысловым электросетям);

2) газовая сварка кислородно-ацетиленовым пламенем;

3) газопрессовая сварка под давлением.

При злектродуговой и газовой сварке шов между стыками труб заполняется расплавленным металлом (от электрода); при газопрессовой сварке сварной шов образуется в результате сплавления кромок стыка.

При сооружении внутрипромысловых нефтепроводов наибо­лее часто применяется электродуговая сварка постоянным током.

Запорная арматура. В качестве запорной арматуры на нефтяных месторождениях применяются задвижки, вентили, краны, обратные клапаны. Запорная арматура устанавливается обычно в начале и конце каждого трубопровода, в отдельных промежуточных точках трубопроводов большой протяженности, на приемной и нагнетательной линиях насосов, резервуаров, емкостей и т. п.

Наиболее распространенным видом запорной арматуры, при­меняемой на нефтяных месторождениях, являются задвижки. Они предназначены для перекрытия нефтепроводов, разобщения их отдельных участков при ремонтных работах, перекрытия ли­ний поступления продукции в сепараторы, отстойники, резер­вуары и др. Диаметр условного прохода наиболее распростра­ненных задвижек составляет 50—400 мм, но иногда применяют­ся задвижки и большего диаметра.

В зависимости от условий работы применяются чугунные или стальные задвижки. Чугунные задвижки изготавливаются на давление, не превышающее 1,6 МПа, стальные—на давление 1,6 МПа и более. Стальные задвижки устанавливаются лишь на трубопроводах высокого давления, а также на отдельных врезках трубопроводов низкого давления, где имеется повышен­ная опасность механического повреждения.

Любая задвижка состоит из корпуса, крышки, выдвижного шпинделя, маховика, двух дисковых плашек и распорного клина (у чугунных задвижек) или сплошного клина (у стальных за­движек). Необходимая герметичность в чугунных задвижках обеспечивается плотным прилеганием плашек к седлам, что до­стигается с помощью распорного клина, который, упираясь в днище корпуса при крайнем нижнем положении плашек, раз­двигает и прижимает их к седлам. В стальных задвижках сплошной клиновой затвор плотно прилегает к седлам в корпу­се, также имеющим клиновидные поверхности.

В тех случаях, когда необходимо предотвратить возможность движения потока жидкости по трубопроводу в обратном направ­лении, рядом с задвижками ставят обратные клапаны. Обратные клапаны обычно устанавливают также перед распре­делительным коллектором установок «Спутник», на нагнетатель­ных линиях насосов и т. д. Наиболее распространены обратные клапаны, снабженные поворотной хлопушкой.

В трубопроводах малого диаметра в качестве запорной ар­матуры применяются краны и вентили.

Кран представляет собой запорное устройство, проходное сечение которого открывается или закрывается при повороте пробки вокруг своей оси. Краны изготавливают из чугуна или бронзы на рабочее давление не выше 4 МПа с диаметром про­ходного сечения не более 50 мм.

Вентили отличаются от задвижек и кранов тем, что за­порное устройство в них насажено на шпиндель, при повороте которого оно перемещается вдоль оси седла. Вентили изготав­ливают из чугуна, бронзы и стали на рабочее давление до 16 МПа с диаметром условного прохода до 150 мм.

Уход за запорной арматурой практически сводится к перио­дическому осмотру и устранению обнаруженных пропусков неф­ти и газа.

В промысловой практике засорение выкидных линий и нефтесборных коллекторов происходит в основном по следующим причинам.

1. Ввиду недостаточной скорости потока твердые частицы, выносимые из скважины вместе с нефтью на поверхность, осе­дают в нефтепроводе, уменьшая его проходное сечение.

2. В определенных термодинамических условиях при совмест­ном транспортировании нефти, газа и воды выпадают различ­ные соли и парафин, создавая твердый осадок, трудно поддаю­щийся разрушению.

3. При интенсивной коррозии оборудования его внутренние стенки разрушаются, в результате чего образуется окалина, осе­дающая в трубопроводе и уменьшающая его сечение.

Нефть, транспортируемая по сборным коллекторам, почти всегда представляет собой эмульсию (нефть+вода), содержа щую большее или меньшее количество взвешенных механиче­ских частиц. В процессе движения жидкости из этой эмульсии выпадают свободная вода, кристаллы парафина, солей, механи­ческие примеси и др.

Условия осаждения воды, кристаллов парафина и солей, ми­неральных частиц и других примесей в потоке иные, чем в спо­койной жидкости, так как в потоке действуют подъемные силы. Засоряющий режим возникает тогда, когда частицы механиче­ских примесей и парафинового шлама вследствие малых ско­ростей потока жидкости не увлекаются потоком и оседают в трубе.

Возникновение засоряющего режима в сборных коллекторах вызывает осложнения в работе нефтепроводов. При расчете диаметра трубопроводов следует избегать скоростей, вызываю­щих возникновение этого режима. Кроме того, необходимо учи­тывать, что при расслоении эмульсии с выделением свободной воды нижняя часть трубы интенсивно подвергается коррозии пластовыми водами.

Рекомендуемая средняя скорость потока в трубе при пере­качке нефти составляет от 1 до 2,2 м/с.

При эксплуатации промысловых нефтепроводов основные осложнения вызываются отложениями парафина на внутренней поверхности труб и коррозией трубопроводов.

Отложение парафина. Основные факторы, влияющие на отложение парафина в трубопроводах, следующие.

1. Состояние поверхности стенки нефтепровода, соприкасающейся с нефтью. Шероховатые стенки труб способствуют отло­жению парафина, так как интенсифицируют перемешивание по­тока при турбулентном режиме движения и способствуют выде­лению газа из нефти непосредственно у стенок труб.

2. Растворяющая способность нефти по отношению к пара­финовым соединениям. Практикой установлено, что чем тяжелее нефть, тем хуже она растворяет парафиновые соединения и тем, следовательно, интенсивнее может выделяться из такой нефти парафин и отлагаться на стенках труб.

3. Концентрация парафиновых соединений в нефти. Чем вы­ше концентрация этих соединений, тем интенсивнее будет отло­жение парафина при прочих равных условиях.

4. Температура кристаллизации парафина. Как известно, кристаллизация парафина, т. е. образование твердой фазы, проходит при разных температурах. Образование парафинов, крис­таллизующихся при высоких температурах, и отложение их на стенках труб наступает раньше, чем парафинов, кристаллизую­щихся при низких, температурах.

5. Темп снижения давления в потоке нефти. Чем больше пе­репад давления, тем интенсивнее происходит образование и вы­деление из нефти новой фазы — газа, способствующее понижению температуры нефтегазового потока. Кроме того, разгазиро-

вание нефти влечет за собой выделение легких фракций, являю­щихся наилучшим растворителем парафиновых соединений.

6. Скорость нефтегазового потока. Многочисленными опыта­ми установлено, что чем ниже скорость движения нефти, т. е. чем меньше дебит скважин, тем больше образуется парафино­
вых отложений.

7. Наличие в нефти воды.

В промысловых условиях можно рекомендовать следующие основные методы, предотвращающие образование отложений парафина.

1. Применение высоконапорной (1—1,5 МПа) системы сбо­ра, значительно снижающей разгазирование нефти.

2. Использование различных нагревателей для подогрева нефти в трубопроводах.

3. Покрытие внутренней поверхности трубопроводов различ­ными лакамщ эпоксидными смолами и стеклопластиками, существенно снижающими шероховатость поверхности труб.

4. Применение специальных ингибиторов парафинообразования.

5. Применение поверхностно-активных веществ, подаваемых к забоям или устьям скважин в поток обводненной нефти. Подача ПАВ в обводненные скважины полностью предотвращает образование нефтяной эмульсии, в результате чего стенки вы­кидных линий контактируют не с нефтью, способствующей при­липанию твердых частиц парафина, а с пластовой водой, отри­цательно действующей на отложение парафина.

6. Применение теплоизоляции, которая одновременно явля­лась бы и антикоррозийным покрытием.

7. Применение резиновых шаров, периодически вводимых в выкидные линии.

Коррозия наружной и внутренней поверхно­стей трубопроводов. Срок службы и надежность работы промысловых трубопроводов во многом определяются степенью защиты их от разрушения при взаимодействии с внешней И внутренней средой.

Процесс разрушения трубопроводов под воздействием внеш­ней окружающей (песок, глина, суглинок и т. д.) и внутренней (пластовая вода, эмульсия, нефти, содержащие сероводород) среды называется коррозией.

Среда, в которой трубопровод подвергается коррозии, назы­вается коррозионной или агрессивной.

По характеру взаимодействия металла труб со средой раз­личают два основных типа коррозии: 1) химическую и 2) элек­трохимическую.

Химической коррозией называется процесс разруше­ния всей поверхности металла при его контакте с химически аг­рессивным агентом, при этом он не сопровождается возникнове­нием и прохождением по металлу электрического тока. Приме­ром химической коррозии может служить разрушение внутрен ней поверхности резервуара или трубопровода при хранении или перекачке сернистых нефтей, которые при контакте с ме­таллом приводят, его к разрушению.

Электрохимическая коррозия —это процесс раз­рушения металла, сопровождающийся образованием и прохож­дением электрического тока. При электрохимической коррозии, в отличие от химической, на поверхности металла образуется не сплошное, а местное повреждение в виде пятен и. раковин (каверн) различной глубины.

Сущность электрохимической коррозии заключается в том,, что в результате взаимодействия металла с окружающей средой (почвой, водой) происходит растворение и разрушение металла, сопровождающееся прохождением электрического тока.

Кроме того, в нефтегазоводосборной системе трубопроводов могут возникать биокоррозия и электрокоррозия под воздейст­вием блуждающих токов, обусловленных утечками их с рельсов электрифицированного транспорта.

Биокоррозия трубопроводов вызывается активной жиз­недеятельностью микроорганизмов. В настоящее время биокор­розии уделяется огромное внимание, так как на ее долю прихо­дится значительное число коррозионных разрушений эксплуата­ционных колонн скважин нефтяных и газовых месторождений.

Различают анаэробные бактерии-, жизнедеятельность кото­рых может протекать при отсутствии кислорода, и аэробные — только в присутствии кислорода. В природе наиболее широко распространены сульфатвосстанавливающие анаэробные бакте­рии, обычно обитающие в сточных водах, нефтяных скважинах и продуктивных горизонтах. Наиболее благоприятной средой для развития этих бактерий являются воды продуктивных гори­зонтов нефтяных месторождений. В результате жизнедеятельно­сти сульфатвосстанавливающих бактерий образуется сероводо­род, который, соединяясь с железом, образует сульфиды желе­за, выпадающие в осадок.

Пассивная и активная защита трубопрово­дов от коррозии. Существует два способа защиты трубо­проводов от почвенной коррозии: 1) пассивный и 2) активный.

К пассивной защите трубопроводов и резервуаров относятся изоляционные покрытия с различными материалами.

Наиболее широко в. промысловой практике применяют би-тумно-резиновые покрытия и покрытия из, полимерных лент, на­носимых на трубопроводы с помощью специальных очистных механизмов и машин.

Ко всякому антикоррозийному внешнему покрытию труб должны предъявляться следующие требования: 1) водонепрони­цаемость; 2) прочность сцепления покрытия с металлом; 3) хо­рошая изоляция от электрического тока; 4) достаточная проч­ность и способность сопротивляться механическим воздействиям при засыпке траншеи; 5) низкая стоимость.

Рис. 21. Схема катодной защиты трубо­провода от коррозионного разрушения

При длительной экс­плуатации трубопроводов, защищенных только изоляционными покрытиями, могут возникать сквозные коррозионные повреждения уже через 5—8 лет после укладки трубопроводов в грунт на участках с почвенной коррозией, а при наличии блуждающих токов

(электрокоррозии) — че­рез 2—3 года.

Поэтому для долго­вечности, кроме защиты поверхности промысловых трубопроводов антикоррозийными по­крытиями, применяют активный способ защиты, к которому от­носятся в основном катодная и протекторная защиты.

Катодная защита (рис. 21). Сущность катодной защи­ты сводится к созданию отрицательного потенциала на поверх­ности трубопровода 6, благодаря чему предотвращаются утечки электрического тока со стенок трубы, сопровождающиеся ее коррозионным разъеданием. С этой целью к трубопроводу под­ключают отрицательный полюс источника постоянного тока 3, а положительный полюс присоединяют к специальному электро-ду-заземлителю 1, установленному в стороне от трубопровода 6. Таким образом, трубопровод становится катодом, а электрод-заземлитель — анодом.

В результате достигается так называемая катодная поляри­зация, т. е. односторонняя проводимость, исключающая обрат­ное течение тока, при которой токи текут из грунта в трубу, как показано на схеме пунктирными стрелками 8. Исключение уте­чек токов из трубы прекращает ее коррозию.

Как видно из схемы, ток от постоянного источника тока 3 по кабелю 2, анодному заземлению / поступает в почву и через поврежденные участки 4 изоляции 5 и 7 на трубу 6. Затем че­рез точку дренажа Д возвращается к источнику постоянного то­ка 3 через отрицательный полюс. В результате вместо трубо­провода разрушается анодный заземлитель /.

Станция катодной защиты (СКЗ) представляет собой уст­ройство, состоящее из источника постоянного тока или преобра­зователя переменного тока в постоянный, контрольных и регу­лирующих приборов и подсоединительных кабелей. В качестве анодных заземлителей применяются железокремнистые и гра-фитированные электроды. Расстояние между трубопроводом и анодом принимают равным 100—200 м. Одна СКЗ обычно об­служивает трубопровод протяженностью 10—15 км.

Протекторная защита. Для защиты трубопроводов, резервуаров и резервуарных парков, когда нельзя использовать катодную защиту из-за отсутствия источников электроснабже­ния, может применяться протекторная защита. Она осуществ­ляется при помощи электродов (протекторов), закапываемых в грунт рядом с защищаемым сооружением.

Протекторная защита имеет те же теоретические основы, что и катодная. Разница заключается лишь в том, что необходи­мый для защиты ток создается не станцией катодной защиты, а самим протектором, имеющим более отрицательный потенци­ал, чем защищаемый объект. Для изготовления протекторов в основном используют магний и цинк.

Для предохранения трубопроводов от внутренней коррозии применяют различные лаки, эпоксидные смолы, цинко-силикат­ные покрытия и ингибиторы.

Среди антикоррозийных 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 углекислотной 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 условий эксплуатации оборудова­ния на промысле. От этого в значительной мере зависят эффек­тивность и экономичность защиты.

Эффективность ингибитора зависит также и от способа его ввода в скважины и нефтегазосборную систему.

В настоящее время синтезировано и внедрено множество ингибиторов для различных условий. Самые эффективные из них—ингибиторы И-1-А, ИКБ-4 и ИКСГ-1, ИКАР-1. Эффек­тивность их защитного действия в среднем составляет 80—98 %.