Трубы для промысловых трубопроводов

Анализируя приведенные выше параметры разработки месторождения, выделим для среды влажного газа (первой зоны) главные, которые могут влиять на сероводородную коррозию и способы защиты от общей коррозии технологического оборудования и коммуникаций. К таким параметрам можно отнести изменение давления в процессе разработки месторождения, изменение скорости и состава газоконденсатного потока, а также изменение температуры газа в период разработки месторождения. Уменьшение во времени рабочего давления приводит к снижению внутреннего напряжения в промысловых коммуникациях и технологических аппаратах. Снижение внутреннего напряжения является одним из основных факторов, влияющих на предотвращение процесса сероводородной коррозии. В период разработки месторождения происходит также увеличение внутреннего напряжения в трубопроводе за счет уменьшения толщины стенки труб в связи с общей коррозией. [c.12]

При эксплуатации промысловых нефтепроводов основные осложнения вызываются отложениями парафина на внутренней поверхности труб и коррозией трубопроводов. [c.47]

Так как основной причиной выхода из строя промысловых трубопроводов является коррозия внутренней поверхности трубы, исследования направлены на снижение высокой коррозионной активности транспортируемых жидкостей. [c.63]

Битумно-полимерные мастики представляют собой смеси с различными компонентами наполнители, пластификаторы и др. С учетом небольшой стоимости и сравнительно малой дефицитности этих компонентов мастики на основе битумов находят широкое применение при сооружении магистральных и промысловых трубопроводов, а также трубопроводов коммунально-бытового хозяйства в городах и поселках. Эти мастики используют как в трассовых, так и в базовых условиях при нанесении на одно-, двух- и трехтрубные секции. Затем эти изолированные трубы отправляют на трассу. [c.15]

Экономический потенциал страны в настоящее время трудно представить без разветвленной сети магистральных и промысловых нефтепроводов, протяженность которых исчисляется сотнями тысяч километров. Надежность функционирования нефтепроводного транспорта определяет непрерывность работы многих отраслей народного хозяйства. К сожалению, в последние годы, как показывают статистические данные, на трубопроводах наблюдается достаточно большое количество аварий. Отказы происходят, в основном, из-за коррозионного износа и старения трубопроводов, несовершенства проектных решений, заводского брака труб, брака строительно-монтажных и ремонтных работ, по вине эксплуатационного персонала и по другим причинам. Имеющиеся на стенках трубопроводов различные дефекты, групповые или сплошные коррозионные язвы снижают несущую способность трубопровода и могут привести к отказам. Аварии на трубопроводах, связанные с разрывом стенок труб, происходят относительно редко, однако даже незначительный разрыв стенок трубопровода может нанести огромный ущерб, связанный с загрязнением окружающей среды, возможными взрывами и пожарами, человеческими жертвами, нарушением снабжения нефтью, газом и нефтепродуктами потребителей. Поэтому поддержание работоспособности линейной части действующих нефтепроводов является одной из основных проблем трубопроводного транспорта. В этом плане важное значение имеет своевременное и качественное проведение ремонтных работ, направленных на обеспечение и повышение несущей способности линейной части трубопроводов. [c.607]

Таким образом, в процессах поврежденности труб промысловых трубопроводов важную роль играют механические напряжения и деформации в сочетании с высокой агрессивностью рабочих сред. [c.499]

Трубы для промысловых трубопроводов [c.303]

Многообразие условий строительства и эксплуатации, увеличение протяженности и объемов работ по строительству промысловых трубопроводов, перемещение объектов строительства в северные районы ставят задачу создания сварочно-изоляционных комплексов с гибкой системой взаимозаменяемых технологических средств для изготовления изолированных (в том числе и теплоизолированных) секций труб широкого диапазона диаметров. Анализ технологических операций, осуществляемых при нанесении разработанных и наиболее часто применяемых в настоящее время изоляционных покрытий, показывает, что большинство операций характеризуется несколькими процессами или являются универсальными, т. е. имеется технологическая возможность создания универсальной трубоизоляционной базы с набором взаимозаменяемых узкоспециальных или универсальных технологических модулей. [c.175]

Перспективным направлением повышения коррозионной стойкости промысловых трубопроводов и колонн труб в скважинах, емкостной аппаратуры является применение неметаллических материалов, в частности стеклопластиков. В последние годы нефтяной компанией ЛУКойл построен ряд отечественных заводов по производству стеклопластиковых труб. [c.67]

Выявлены механизмы, инициирующие канавочную коррозию промысловых трубопроводов. Показано, что катализирующее влияние на образование канавки оказывает атомарный водород, образующийся в результате сульфидной коррозии даже при относительно низком содержании сероводорода в транспортируемом продукте. Молизация атомарного водорода на границе раздела прокатная окалина - металл трубы способствует ее отслоению. Канавочная коррозия является результатом электрохимической коррозии между оголенным металлом и объемами трубы, покрытыми продуктами коррозии. Произведена градация сред в зависимости от образующихся в процессе эксплуатации продуктов коррозии. Показано, что если в [c.521]

Улучшение служебных свойств сварных труб расширило область их применения. Их стали использовать в котлостроении, для изготовления нефтепромыслового оборудования (электропогружных насосов и электродвигателей, корпусов штанговых погружных насосов и др.), гидравлических цилиндров высокого давления, а также других элементов, узлов и механизмов машиностроительной продукции гражданского и военного назначения. Создание массовой технологии изоляции наружной и внутренней поверхности труб на предприятиях ОАО Татнефть открыло широкий фронт применению сварных труб при строительстве промысловых трубопроводов. Сочетание лучших свойств пластических масс (полиэтилена, эпоксидной краски и др.), обладающих высокими антикоррозионными свойствами и электросварных труб из низколегированных сталей повышенной и высокой прочности, позволили снизить металлоемкость промысловых трубопроводов на 25-30% при одновременном увеличении их надежности и долговечности в эксплуатации не менее чем в 4-5 раз. В нефтедобывающих регионах Республики Татарстан улучшилась экологическая ситуация, практически сократились объемы ремонтно-восстановительных работ на промысловых трубопроводах, соответственно уменьшилась и численность ремонтного персонала. [c.36]

Для обустройства нефтяных и газовых промыслов, а также при прокладке магистральных трубопроводов небольших диаметров используют промысловую трубозаготовительную линию ПТЛ-2. Она предназначена для удаления круглыми металлическими щетками грязи, ржавчины и рыхлой окалины с наружных поверхностей стальных труб и нанесения на них битумных покрытий или защитных покрытий из полимерных липких лент. [c.168]

Назовите назначенце промысловых трубопроводов. Какие способы соединения труб вы знаете Перечислите виды запорной арматуры. [c.52]

С начала 70-х годов, когда началось интенсивное освоение крупных газовых и газоконденсатных месторождений Севера Тюменской области и широкое распространение получило групповое подключение скважин к одному газопроводу-шлейфу, для сооружения промысловых трубопроводов потребовалось применение труб среднего и большого диаметров. С этой целью были разработаны надежные методы расчета теплогидравлических характеристик трубопроводов, транспортирующих газоконденсатные смеси на значительные расстояния (до 100 км). При обустройстве крупнейших газовых месторождений [c.159]

Прессовые методы сварки при строительстве трубопроводов большой протяженности (магистральных, технологических, промысловых и других) позволяют вести сварку стыков труб методом последовательного наращивания ( в нитку ), ограничивая сварку швов в потолочном положении. [c.410]

В объединении Башнефть особо большой ущерб наносят коррозионные разрушения по сварным стыкам трубопроводов -системы поддержания пластового давления (90—95% от всех аварийных разрушений промысловых трубопроводов). В настоя-лдее время объединение Башнефть совместно с Уфимским нефтяным институтом внедряет усовершенствованную технологию сварки стыков труб системы ППД, позволяющую получить равностойкий сварной стык (относительно металла Трубы), а в НГДУ Южарланнефть уже достигнуто повышение коррозионной стойкости трубопроводов, сваренных по оптимизированной технологии. [c.51]

Под действием промысловых сточных вод интенсивному коррозионному разрушению подвергаются стальные трубопроводы, оборудование, арматура, насосы и колонны труб нагнетательных и поглощающих скважин. Срок службы промысловых водоводов без специальных мер защиты часто исчисляется 1,5—4 годами. В большинстве случаев выход из строя водоводов обусловлен сквозной коррозией вблизи сварных швов. Количество разрушений трубопроводов из-за коррозии и затраты на их устранение достигают значительных размеров. Так, на Покровском месторождении б. объединения Куйбы-шевнефть на водоводах, транспортирующих сероводородную пластовую воду, в первый год эксплуатации было зарегистрировано 150 разрушений труб в сварных стыках и в теле трубы, что составило в среднем 7,5 разрушений в год на 1 км водовода. [c.371]

ГУВ — нефте-, водо- и рассолопроводы. Этот подтип загрязнения вместе с подтипом 1УБ оказывает наиболее интенсивное неблагоприятное воздействие на зоны аэрации и активного водообмена, являющиеся областями формирования и накопления пресных питьевых вод. Длина нефтепроводов в АНК Башнефть составляет около 3000 км, а промысловых водопроводов — 1200—1300 км. Более 30% трубопроводов отработали амортизационный срок [Габитов, Мустафин, 2003]. При порывах (частота порывов в республике изменяется от 0,1-1,0 до 10-19 на 1 км трубы в год [Абдрахманов, 1993], такие же данные по НГДУ Бавлынефть [Анисимов, Пухов, 1988]) указанных водоводов в пределах только одного нефтяного месторождения на поверхность и в приповерхностную зону поступает от нескольких десятков до нескольких сотен тысяч кубических метров пластовых рассолов с минерализацией 200-250 г/л. Разливаются на поверхность десятки кубометров нефти. Происходит интенсивное загрязнение пресных подземных вод хлоридами кальция, натрия, магния, металлами (Вг, В, 8г и др.), нефтью и нефтепродуктами, ПАВ, ингибиторами коррозии и пр. на длительный срок (до десятков и сотен лет). [c.141]

Разработана Инструкция по входному контролю труб, трубных деталей, фасонных изделий, арматуры на базах материально-технического снабжения заказчика , которая устанавливает обязательные требования к организации и порядку производства работ по техническому надзору и инструментальному контролю качества на базах материально-технического снабжения заказчика при строительстве объектов магистральных, промысловых и технологических трубопроводов, включая требования ло подготовке аттестации персонала, средствам контроля, организации работ, фиксации результатов контроля и т.д. [c.196]

Применение тонкостенных труб в сочетании с тонкими покрытиями современного типа для промысловых сборных линий экономит стоимость прокладки трубопроводов около 12%. За последние 10 лет был достигнут большой прогресс в технологии изготовления смол, что привело к разработке многих улучшенных стойких покрытий. Ряд газовых и нефтяных компаний в сотрудничестве с изготовителями смол и красок испытал противокоррозионные покрытия из новых смол в лабораторных и эксплуатационных условиях. Обширные исследовательские работы проводятся в США по применению эпоксидных смол и их смесей с битумом, а также полиэтиленовых и виниловых лент для улучшения покрытий трубопроводов. Предварительные результаты шести-семи- летней службы таких покрытий, повидимому, весьма обнадеживающие, но требуют подтверждения более длительной проверкой. [c.372]

При определенных сочетаниях температурного режима и гидродинамической ситуации в скважинах характер распределения отложений в вьпсидных линиях может отличаться от рассмотренного выще. Так, в условиях месторождений Западной Сибири, для которых характерен повышенный тепловой режим на устье скважин и в системе промыслового сбора нефти, были выявлены три формы распределения отложений по длине выкидного трубопровода /21/. Первая форма с расположением максимума отложений у устья скважины наблюдается в случае скважин с низкой температурой на устье (8-17 С) и относительно малыми дебитами. Вторая форма с распределением отложений на всю длину выкидной трубы и расположением максимума отложений на некотором удалении от устья характерна для скважин с более высокой температурой на устье (26-3ГС). Характерным для третьей формы является то, что процесс парафинизации начинается в отдаленной от устья скважины части трубопровода. Далее толщина отложений достигает максимума и полого снижается. Третья форма отложений наблюдалась для мегионской нефти, обладающей низкой вязкостью и температурой застывания (-39 С) в холодное время года (-28°С). В этом случае из скважины нефть выходит ненасыщенной и процесс формирования дисперсной фазы начинается лищь после некоторого дополнительного охлаждения [c.126]

Стальные трубы находят исключительно широкое применение во всех отраслях современной экономики. Их них изготовляют несущие строительные конструкции, такие как фермы, стропила, колонны, вышки и др. Однако подавляющее большинство трубных конструкций представляет собой различные трубопроводные системы магистральные газо- и нефтепроводы, водопроводы, промысловые и технологические трубопроводы, теплофикационные и канализационные системы. [c.6]

Предполагается, что к 1970 г. на нефтяных промыслах будет ежегодно применяться 2,4 млн. м труб из стеклопластиков. Высокая стойкость этих труб против коррозии делает их экономичными и долговечными. Небольшой вес труб из стеклопластиков облегчает установку их в буровых скважинах. Недостатком является высокая стоимость. Применяются трубы из эпоксидных, полиэфирных и фенольных смол, армированных стекловолокном. Соединение этих труб осуществляется при помощи фланцев на резьбе или склеиванием. Стоимость труб из стеклопластиков составляет 5,2—7,5 долл/м для буровых скважин и 2,6—9,2 долл1м для наземных промысловых трубопроводов. [c.227]

При добыче, транспортировке и хранении нефти образуется большое количество парафино-смолистых отложений. Такие отложения, образующиеся при ч ктке нефтеподъемных и выкидных труб, промысловых сборных емкостей и резервуаров, а также резервуаров нефтехранилищ и магистральных трубопроводов, как правило, не находят реализации и собираются в специальные зем,гтяные амбары. Количество таких отложений в крупных промыслах и нефтепроводных управлениях составляет десятки тысяч тонн в год. Ввиду распыленности мест зачистки и ее периодичности переработка этих отложений на месте затруднена и даже сжигание их осуществляется лишь в редких случаях. В результате число амбаров-хранилищ растет с ка- [c.3]

В процентном отношеиии распределение труб по областям применения выглядит так (по промысловым трубопроводам) [c.311]

Установлено, что большинство повреждений промысловых трубопроводов связаны с двумя взаимосвязанными факторами высокая коррозионная активность рабочих сред и сравнительно низкая коррозионная стойкость и трещиностойкость сталей, применяемых для изготовления трубопроводов. При этом, большую роль играют процессы механохимической повреждаемости мeтaJiлa труб. Это послужило толчком для постановки основной цели и задач настоящего исследования. [c.483]

Агрегат ремонта промысловых трубопроводов 2-Арпт предназначен для аварийного и текущего ремонта промысловых трубопроводов (диаметром 89, 114, 159, 219 мм). Агрегат оснащен гидроманипулятором, на платформе установлены держатели для съемных контейнеров с трубами. Агрегат позволяет без привлечения дополнительной техники производить сварочные работы, откачку разлитой на грунт загрязненной жидкости, погрузочно-разгрузочные и монтажнодемонтажные операции, транспортировку комплекта труб длиной до 10 м, общей массой до 3600 кг. 3600 600 11,8 16900 [c.240]

После вытеснении газовоздушной смеси отремонтированный участок трубопровода, как правило, испытывают в течение 2 ч на максимальное рабочее давление для данного участка. Скорость подъема давления не должна превышать 15 МПа в час. Давление регистрируют через каждые полчаса манометрами класса точности не менее 1. Предпусковые испытания отремонтированного участка трубопровода регламентируется некоторыми нормативными документами проводить в течение 6 ч на давление 1,1 от максимального рабочего давления для данного участка. Подъем давления выше рабочего в трубопроводах сероводородсодержащих нефтегазовых месторождений связан со значительными трудностями, кроме того, такие испытания не отражают условий эксплуатации данных трубопроводов. Анализ эксплуатационных нагрузок в промысловых трубопроводах показывает, что давление изменяется с амплитудой до 10 % от номинального значения из-за колебания температуры и давления транспортируемой среды, а также геометрической неоднородности внутренней поверхности трубопровода. Присутствие переменной составляющей рабочих напряжений в металле трубопровода усугубляет действие дефектов и существенно снижает стойкость против сульфидного растрескивания сварных стыков труб. Учитывая, что в процессе ремонта выполняется, как правило, не более 2 — 6 сварных стыков, расположенных недалеко друг от друга, для повышения на- дежности оценки работоспособности отремонтированного участка трубопровода целесообразно в процессе предпусковых испытаний применять акустико-эмиссионный неразрушающий контроль отремонтированного участка трубопрово- [c.420]

Современное состояние объектов нефтяной и газовой промышленности определяет длительный срок их эксплуатации — 20 и более лет, что объясняется широким охватом магистральных трубопроводов диагностикой, применением электрохимической защиты от коррозии, а также невысокой коррозионной активностью транспортируемых углеводородных продуктов. На промысловых трубопроводных коммуникациях, которые имеют разветвленные сети нефтепроводов, системы сбора и водоводов, системы поддержания пластового давления (ППД), процедура обнаружения зарождающихся повреждений с использованием магнитных, ультразвуковых, профильных и других дефектоскопических снарядов развита в меньшей степени. Из-за простоев в результате аварий, происходящих в основном по причине коррозионного разрушения металла труб, снижается объем добычи, тратятся огромные средства на ликвидацию, наносится невосполнимый экологический зоцерб. [c.5]

Эмульсия часто образуется в выкидных линиях и нефтесборных системах нередко случается, что образование эмульсии, причину которого ищут в скважине, на самом деле происходит в трубопроводе, проложенном на земной поверхности между скважинами и ёмкостями или же дегидрационными установками. Нередки случаи, когда проба жидкости, взятая у скважины, показывает малый процент эмульсии, тогда как нефи>, поступающая в резервуары, оказывается сильно эмульгированной. Образование эмульсии в выкидных линиях или в промысловых нефтесборных системах лучше поддаётся контролю, чем образование эмульсии в глубоких насосах и подъёмных трубах в скважинах. Успешность борьбы с эмульсией в этом случае, а также размер экономии, достигаемой за счёт уменьшения и удешевлеагая необходимых мероприятий по деэмульсацин нефти, зависит всецело от изменений и улучшений в промысловой нефтесборной системе. [c.28]

Вот как описывает результаты своих промысловых исследований автор работы /30/ Двухлетние испытания показали, что поверхности трубопроводов, защищенные стеклом, работающие в условиях выкидных линий, при совместном транспорте нефти и газа процессу парафинизации не под-даюгся во все времена года. Причем для выкидных линий вместо обычных 102- и 132-мм нефтепроводных труб могут быть использованы 51-мм остеклованные трубы, что дает существенную экономию в металле. Манифольды диаметром 102 мм могут быть также заменены 51-мм остеклованными тру- [c.146]

Для оценки влияния сточных вод АО Искож на надеж ность работы промысловых водоводов были использованы све дения о дате пуска участка трубопровода в эксплуатацию начало и конец участка, длина и диаметр трубы, марка стали сведения о порывах с указанием времени, места и причины [c.372]

Насосы для трубопроводного транспорта нефтепродуктов на дальние расстояния нормально работают при давлениях 60 --т- 64 ати. Величина давления ограничивается прочностью труб. Производительность насосов в зависимости от диаметра трубопровода обыкновенно в пределах 100—1100 м [час. Имеются отдельные установки производительностью до 2200 м 1час. Для меж-промысловой перекачки сырых нефтей применяют насосы небольшой производительности. Наиболее экономичной установкой для магистральных нефте-и продуктопроводов является агрегат, состоящий из двух или трех насосов, работающих последовательно, и дополнительного насоса, служащего резервным к основным. [c.269]

С 1958 г. трубы из дельрина диаметром 51 мм с толщиной стенки 3,9 мм были установлены для сбора нефти и для отвода промысловых вод. Нефтесборный подземный трубопровод длиной 168 м, проложенный в Мэдисоне (Канзас), служит для перекачки [c.144]

В месторождениях газ всегда находится в контакте с водой и насыщается ею при пластовом давлении и пластовой температуре. При выходе из скважины газ имеет боле высокую температуру по сравнению с температурой в шлейфе и. магистральном газопроводе. Снижение температуры в дроссельных устройствах фонтанной арматуры при высоких давлениях приводит к выпадению части влаги, обычно в виде гид-ратов ух леБодородов. Другая часть влаги, находящаяся в равновесии с газом, удаляется, так как в промысловом и магистральном трубо -проводах в результате теплообмена между трубопроводом и почвой происходит охлаждение газа. На определенном участке газопровода температура газа становится равной температуре почвы и перестает изменяться, Б этом случае газ становится перенасыщенным и вода на- [c.10]

ВНИИГАЗом в настоящее время предлагаются [3] правила выбора труб (электросварных и бесшовных), предназначенных для обустройства объектов добычи, промысловой подготовки и переработки сероводородсодержащего газа и конденсата с учетом результатов лабораторных испытаний материалов труб (на стойкость против СР, определяемой по методике NA E ТМ 01—77, и против ВР ( LR и TR), определяемой по методике NA E ТМ 02 — 84), парциального давления сероводорода и категории участка трубопровода (степени его ответственности, оцениваемой возможными последствиями разрушения труб). [c.26]

Справочник химика 21

Химия и химическая технология