Классификация задвижек и ремонт трубопроводов
| Сдавался/использовался | 2005г., Лангепасский нефтяной техникум, "5" |
| Примечание | от автора: Отчёт по технологической практике на предприятии Лукойл |
| Загрузить архив: | |
| Файл: ref-22436.zip (1080kb [zip], Скачиваний: 323) скачать |
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 МПа и выше), среднего (1,6 МПа) и низкого (0,6 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; 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 такжезамкнутые (кольцевые)трубопроводы.
Трубопроводы транспортирующие воду к нагнетательным скважинам для поддержания пластового давления, делятся на:
а) 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, а 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 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. Если при этом в нефтепроводе нефть и газ движутся раздельно, то такой нефтепровод называют свободно-самотечным, или безнапорным, а при отсутствии газовой фазы напорно-самотечным.
Нефть и ее примеси транспортируются по выкидным линиям
до АГЗУ за счет перепада давления между устьем скважины и АГЗУ. Выкидные линии
в зависимости от дебита скважин принимаются диаметром от 75 до
От АГЗУ, к которой по выкидным линиям подводится
продукция 14 - 56 скважин (в зависимости от числа «Спутников», определяемых
технико-экономическими расчетами), до ДНС или УПН обычно прокладывается сборный
коллектор диаметром от 200 до
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:
1) они технологичны и экономичны; 2) трудоемкость нанесения их в 2—4 раза, а материалом кость в 8—10 раз меньше, чем битумных. Однако полимерные покрытия еще недостаточно изучены в условиях 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 укладывают 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 удельным сопротивлением 5 Ом-м; высокая - с удельным сопротивлением 5-10 Ом-м; повышенная 10-20 ОмŸм; средняя 20-100 Ом низкая - выше 100 Ом.
В зависимости от удельного сопротивления отдельных участков 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 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 и резервуаров противокоррозионными покрытиями,
применяют активный способ защиты к НИ01ТСН в основном катодная и
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
металлических резервуаров, сооружаемых на песчаных основаниях, снаружи
изолируют битумом и укладывают 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 электросопротивлением почвы (сухой песок),тем меньше
токи коррозии и соответственно меньше разъедание металла. Поэтому
степень активности почв подразделяется на следующие категории: особо
высокая - с удельным сопротивлением 5 Ом-м; высокая - с удельным
сопротивлением5—10 Ом-м; повышенная 10-20 ОмŸм; средняя 20-100 ОмŸм
и низкая - выше 100 ОмŸм.
В зависимости от удельного сопротивления отдельных участков почв, где
прокладывается трубопровод, определяются толщина материала изоляции.
И ко всякому противокоррозионному 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 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 укладки.
Протекторная защита. Для защиты трубопроводов, резервуаров и
резервуарных парков, когда не может быть использована катодная защита 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 основы, что и катодная защита. 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. Из общей химии
известно, что все металлы располагаются и ряд напряжений, по которому
можно предсказать, какой металл из выбранной пары будет разрушаться при
погружений в раствор (почву), т. е, служить анодом, а 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 заземлениюпоступает в почву и через поврежденные участки 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 источник постоянного тока - станция катодной защиты (СКЗ);4 - стенка трубопровода; 5 - внешняя противокоррозионная изоляция; 6 - трубопровод, 7 внутренняя противокоррозионная изоляциятрубопроводу; Д - направление движения тока.
Станция катодной защиты (СКЗ) - источник 3 - представляет
собой устройство, состоящее из источника постоянного тока или преобразователя переменного
тока в постоянный, контакт подсоединительных кабелей и регулирующих приборовв качестве анодных заземлителей. Расстояние
между трубопроводом 6 и анодомпринимают
100-
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 установки 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 углекислотой 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.
3. АРМАТУРА ТРУБОПРОВОДОВ, РЕГУЛЯТОР ДАВЛЕНИЯ И УРОВНЯ
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 углом.
Имеется много других задвижек, особенно для больших диаметров трубопроводов, различных по конструктивному оформлению краны. Запорный орган выполняется в виде усеченного конуса, при повороте которого на 90° полностью закрывается или открывается проходное сечение. На рис. 3 показан кран, в котором нажимная букса 2 может при помощи болтов уплотнять сальниковую набивку 4 создавая необходимую герметичность.
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
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 управлением, ЗКЛПЭ с электроприводом во взрывозащищенном исполнении и некоторые другие, в зависимости от давления, рабочей среды и ее коррозионных свойств. Задвижки могут иметь различные условные 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 серий ЗКЛ-16, ЗКЛПЭ-16 и серий ЗКЛ2-40, ЗКЛПЭ-40 предназначены для установки на трубопроводы, транспортирующие жидкие и газообразные неагрессивные нефтепродукты с рабочей температурой до 425 °С и агрессивные нефтепродукты с рабочей температурой до 550 и 600 °С.
Задвижки ЗКЛ2-16 и ЗКЛ2-40 (с ручным управлением) можно устанавливать 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 установлены 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 (ЗКЛ2-40ЗКЛПЭ-40). Задвижки имеют верхнее уплотнение, а шпиндель снабжен внизу конусным буртом, который при поднятом вверх до отказа шпинделе упирается во втулку крышки, перекрывая проход для среды в полость сальника. Для неагрессивных
нефтепродуктов применяются задвижки из углеродистой стали для температур до 425 °С, для агрессивных-задвижки из коррозионностойкой
стали марки 10Х18Н9ТЛ для температур до 600 °С.
Запорный орган задвижки имеет жесткий клин. Прокладка асбестометаллическая или алюминиевая, набивка сальника из пропитанного асбеста или асбестопроволочная прорезиненная.
Задвижки стальные клиновые с выдвижным шпинделем: 30с76нж и 30нж76нж—с ручным управлением, 30с576нж - с ручным управлением через конический редуктор и 30с976нж - с электроприводом. Предназначены для установки на трубопроводы, транспортирующие нефть, масло, воду и пар, а также слабоагрессивные среды (30иж76нж) с рабочей температурой до 300 °С. Задвижки 30с76нж и 30нж76пж можно устанавливать на трубопроводе
в любом рабочем положении. Задвижки 30с576нж устанавливают на горизонтальном трубопроводе в любом рабочем положении, кроме положения приводомвниз, задвижки 30с976нж - на горизонтальном трубопроводе вертикально, электроприводом вверх. При наличии опоры под электропривод допускается устанавливать задвижки горизонтально, в положении «на ребро».
Рисунок 6. Задвижка стальная клиновая
с выдвижным шпинделем серим ЗКЛ2-16.
а - ручная ЗКЛ2-40 б - с электроприводом ЗКЛПЭ-40.
Рисунок 7. Задвижки стальные клиновые с выдвижным шпинделем.
Задвижки стальные клиновые с выдвижным шпинделем. Условное обозначение ЗКЛ2-160. Предназначены для установки на трубопроводы, транспортирующие жидкие и газообразные нефтепродукты. Для неагрессивных нефтепродуктов с температурой до 425°С применяются задвижки из углеродистой стали, для агрессивных нефтепродуктов с температурой до 600 °С - задвижки из коррозионностойкой стали марки 10Х18Н9ТЛ, Задвижки могут устанавливаться на трубопроводе в любом рабочем положении. Запорный орган имеет жесткий клин. Для разгрузки сальника от давления рабочей среды предусмотрено верхнее уплотнение.
В задвижках из углеродистой 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.