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 также замкнутые (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 150 мм и прокладываются под землей. Протяженность выкидных линий определяется технико-экономическими расчетами и может достигать 4 км.
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 500 мм и протяженностью от 5 до 16 км. Для сбора нефтяного газа и передачи его потребителям на площадях нефтяных месторождений сооружают сборные газопроводы.
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
сопротивлением 5—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 заземлению поступает 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 изоляция трубопроводу; 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 приборов в качестве анодных заземлителей. Расстояние между трубопроводом 6 и анодом принимают 100-200 м. Одна СКЗ обычно обслуживает трубопровод при среднем качестве изоляции 5.
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.