7.9. Нефтепромысловые трубы и запорная арматура, применяемая на газовых промыслах

Трубопроводы газовых месторождений подразделяют на следующие основные категории:

По назначению: газопроводы, водопроводы, конденсатопроводы.

По напору: напорные и безнапорные.

По величине рабочего давления: высокого (6,4 МПа и выше), среднего (1,6 МПа) и низкого (до 0,6 МПа).

По способу прокладки: подземные, надземные и подводные.

По функции: выкидные линии (для газа - шлейфы), идущие от устьев скважин до пунктов сбора; конденсатные, газовые, водяные, сборные коллекторы промысла; товарные газопроводы и конденса-топроводы.

По гидравлической схеме работы: простые трубопроводы (не имеющие ответвлений) и сложные, имеющие ответвления, к которым также относятся замкнутые (кольцевые) трубопроводы.

Трубопроводы, транспортирующие воду к нагнетательным скважинам с целью поддержания пластового давления, подразделяются на магистральные водопроводы, начинающиеся у насосных станций второго подъема; подводящие водопроводы, прокладываемые от магистральных водопроводов до кустовых станций (КНС) и разводящие водоводы высокого давления, прокладываемые от КНС до нагнетательных скважин.

Трубопроводы с неполным заполнением сечениия могут быть напорными и безнапорными. Движение жидкости и газа по выкидным линиям до сборных пунктов осуществляется за счет давления на устьях скважин. Для газа и конденсата шлейфы могут иметь диаметры до 219 мм и давления до 25 МПа при их длине 10 км и более.

Выкидные линии скважин морских месторождений подводятся к общему стояку или пункту сбора и иногда выводятся на поверхность отдельными линиями. Нередко эти линии используют для ремонта и обработки скважин. В этом случае за расчетное давление принимается наибольшее.

Трубопроводы промысловых коммуникаций выполняются из стальных труб и неметаллических, а также стальных с покрытиями. При этом в качестве критерия используется категория трубопровода, действующее давление, парциональное давление и содержание сероводорода. Категория трубопроводов определяется исходя из их назначения, диаметра, рабочего давления, газового фактора и коррозионной активности транспортируемой среды.

Соединение стальных труб производится сваркой, по резьбе и с помощью фланцев. Для промысловых трубопроводов используются трубы по ГОСТ 3262 (газопроводные) и ГОСТ 8732 (горячекатаные). Они поставляются, как правило, без резьб. Длина их доходит до 12 м. Сортамент этих труб по диаметру весьма разнообразен. По ГОСТ 3262 трубы поставляются по диаметру условного прохода от 6 до 150 мм. Они делятся на легкие, средние и усиленные в зависимости от испытательного давления, которое не превышает 3,2 МПа. Трубы по ГОСТ 8732 поставляются по наружному диаметру от 25 до 450 мм с толщиной стенок от 2,5 до 8 мм для малых диаметров труб и от 16 до 20 мм — для больших. Марки стали, из которых изготовляются эти трубы, приведены в таблице 7.9.

Таблица 7.9 Механические характеристики трубных сталей

ГОСТ на трубы	Марка стали	RjH;Mna	К!; МПа
8731-74	10	353	216
	20	412	245
	10 Г2	471	265
	10
8733-74	10	350	206
	20	412	245
	10 Г2	421	245
10705-80 (в термо-	10	333	206
обработаяном состоянии)	ВСтЗсп	372	225
	20	412	245
10705-80 (без термообработки)	10	333	Согласно сертифи­
	ВСтЗсп	392	кату или результа­
	15, 20	172	там испытаний
550-75	20	431	255
	10Г2	470	260
	15X5	392	216
	15Х5М	392	216
	15Х5ВФ	392	216
	15Х5МУ	588	412
	12Х8ВФ	392	167
	08Х18Н10Т	520	Согласно сертифи­
	12Х18Н10Т	529	кату или результа­
	10Х17Н13М2Т	529	там испытаний
9941-81	08Х18Н10Т	549	Тоже
	12Х18Н10Т	549
	10Х17Н13М2Т	529
ТУ 14-3-460-75	12Х1МФ	441	260

где δтр— минимальная толщина стенки трубы или детали трубопровода, м; Р - рабочее давление в трубопроводе, Па; Дн - наружный диаметр трубы или детали трубопровода, м; n — коэффициент перегрузки рабочего давления в трубопроводе, равный 1, 2; R1 - расчетное сопротивление материала труб и деталей технологических трубопроводов Па, определяемое по формуле:

где  - коэффициент несущей способности;  = 1 для труб, конических переходов, выпуклых заглушек эллиптической формы; для отводов гладких и сварных а = 1,3 при отношении радиуса изгиба трубы R к наружному диаметру Дн = 1; а = 1,15 при R/Д,н;  = 1,0 при

Я/Дн; и более; R1" - нормативное сопротивление, равное наименьшему значению временного сопротивления разрыву материала труб, принимаемое по ГОСТу или ТУ на соответствующие виды труб, Па (табл. 7.9); R2"-нормативное сопротивление, равное наименьшему значению предела текучести при растяжении, сжатии и изгибе материала труб, принимаемое по ГОСТу или ТУ на соответствующие виды труб, Па (табл. 7.14); m1- коэффициент условий работы материала труб при разрыве, равный 0,8; т2 - коэффициент условий работы трубопровода, величина которого принимается в зависимости от транспортируемой среды, для токсичных, горючих, взрывоопасных и сжиженных газов -0,6; для инертных газов (азот, воздух и т.п.) или токсичных, горючих и взрывоопасных жидкостей -0,75; для инертных жидкостей — 0,9; m2 - коэффициент условий работы материала труб при повышенных температурах, для условий работы промысловых трубопроводов принимается равным 1; m3 - коэффициент однородности материала труб: для бесшовных труб из углеродистой и для сварных труб из низколегированной ненормализованной стали к1 = 0,8; для сварных труб из углеродистой и из нормализованной низколегированной стали к1 = 0,85.

Учитывая сложные условия эксплуатации труб для нефтепромы-словых коммуникаций, заводы при их изготовлении используют хладо- и коррозионностойкие материалы. Кроме того, используются трубы с различными видами покрытий аналогично трубам НКТ.

Запорные устройства промысловых газопроводов в основном бывают двух видов: задвижки и шаровые поворотные краны.

Задвижки газопроводов рассчитывают по тем же формулам, что и задвижки фонтанной арматуры, только запас прочности деталей задвижек применяют.

В последнее время большое распространение получили шаровые поворотные краны, применяемые в промысловых и магистральных газопроводах. Для открытия и закрытия крана необходимо его шар повернуть на 90°. Для поворота может бьггь использована энергия жидкости или сжатого газа, направляемого в специальные цилиндры привода. Краны выпускают с пробкой в опорах (рис. 7.21 а) и с плавающей пробкой (рис. 7.21 б).

В кране с пробкой в опорах пробка опирается через цапфы на бронзовые втулки подшипников скольжения. Уплотнение происходит за счет прижатия втулок (из полимера). Со стороны уплотняющего давления втулка прижимается давлением к шару. Втулки в корпусе уплотняются кольцами.

В кране с плавающей пробкой пробка вращается на уплотняющих бронзовых втулках, установленных в корпусе. Уплотнительные кольца герметизируют полость крана. Этот кран значительно проще в изготовлении, но требует больших моментов для закрытия.

Момент для поворота пробки на опорах:

Мкр1=Мп+Мк, (7.64)

где Мп - момент трения в подшипниках (опорах); Мк - момент трения кольца о шар.

Mп=Qп-Rп-п (7.65)

Здесь Qп - нагрузка на подшипники; Rп - радиус цапфы подшипника,

п - коэффициент трения подшипника, при полусухом трении бронзы о сталь п= 0,1.

Dн - наружный диаметр кольца, Ру - условное давление в трубопроводе.

В кране D_H =1,2Dy; Dcp= 1,1Dу . Подставляя значение Dн, в Qп получаем:

По условиям нормальной работы подшипники с бронзовой втулкой:

Подставим в Мп значения Qп и Rп, получим:

где Dcp - средний диаметр уплотнения; к - коэффициент трения пластмассового кольца о пробку; Q_K- усилие, прижимающее кольцо к шару.

Тогда

После подставления преобразованных величин получим:

Dy - в м, Ру - в Мпа.

Для крана с пробкой в опорах: к=0,05; к= 0,1.

Момент для поворота плавающей пробки:

где М'к и Мш - соответственно моменты трения правого и левого бронзового кольца.

Подставляя в Мкр2 и М’к Dср=1,1 Dy и D_H=1,2 Dy, с учетом трения в уплотнениях получим:

где = 0,1 - коэффициент трения бронзового кольца о пробку.

Сравнение величин Мкр1 и Мкр2 показывает, что во втором случае момент, необходимый для поворота пробки, почти в 2 раза больше, чем в первом.

ЛИТЕРАТУРА

1. Ивановский В.Н., Даршцев В.И., Каштанов B.C. и др. Оборудование для добычи нефти и газа. Часть 1. М.: Нефть и газ, 2002, 768 с.

2. Ивановский В.Н., Даршцев В.И., Каштанов B.C. и др. Оборудование для добычи нефти и газа. Часть 2. М.: Нефть и газ, 2003, 806 с.

3. Международный каталог-справочник. Установки погружных центробежных насосов для добычи нефти / Под ред. Алекперова В.Ю. и Кершенбаума В.Я.-М.: Нефть игаз, 1998, 611 с.

4. Международный каталог-справочник. Трубы нефтяного сортамента / Под ред. Алекперова В.Ю. и Кершенбаума В.Я. - М.: Нефть игаз, 2000,311 с.

5. Архипов К.И., Попов В.И., Попов И.В. Справочник по станкам-качалкам. Альметьевск, 2000, 258 с.

6. Ивановский В.Н., Мерициди И.А. Газопромысловое оборудование. Конспект лекций. М.: РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, 2005, 197 с.

7. Чичеров Л.Г. Нефтепромысловые машины и механизмы. М.: Недра, 1983,413 с.

8. Расчет и конструирование нефтепромыслового оборудования / Л.Г. Чичеров, Г.В. Молчанов, A.M. Рабинович и др. - М.: Недра, 1987, 422 с.

9. Валовский В.М., Валовский М.В. Цепные приводы штанговых насосов. М.: ВНИИОЭНГ, 2003, 423 с.

10. Андреев В.В., Уразаков К.Р., Далимов В.У. Справочник по добыче нефти. Уфа, 2001, 340 с.

11. Сборник каталогов нефтегазового оборудования. Томск, томский государственный технический университет, 1999, 766 с.

12. Ивановский В.Н., Даршцев В.И., Каштанов B.C. и др. Скважинные насосные установки для добычи нефти. М.: Нефть и газ, 2002, 824 с.

13. Справочник по нефтепромысловому оборудованию. Под ред. Е.И. Бухаленко. М.: Недра, 1991, 576 с.

ОГЛАВЛЕНИЕ

Введение 3