Реферат: Классификация задвижек и ремонт трубопроводов

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 рабочемудавлению — на трубопроводы высокого (6,4 МПа и выше), среднего (1,6 МПа) инизкого (0,6 МПа) давления;

4) по способу прокладки — на подземные, наземные иподводные;

5) по функции — на выкидные линии, идущие от устьевскважин до групповой замерной установки; нефтяные, газовые, водяные инефтегазоводяные сборы с коллектора; товарные нефтепроводы;

6) по гидравлической схеме работы – простыетрубопроводы, без ответвлений и сложные с ответвлениями к которым относятсятакже замкнутые (кольцевые) трубопроводы.

Трубопроводытранспортирующие воду к нагнетательным скважинам для поддержания пластовогодавления, делятся на:

а) магистральные водопроводы, начинающиеся у насосных станцийвторого

подъема;

б) подводящие водопроводы, прокладываемые отмагистральных водопроводов до кустовых насосных станций (КНС);

в) разводящие водоводы, прокладываемые от КНС донагнетательных скважин.

Все перечисленные трубопроводы по напору делятся натрубопроводы с полным заполнением трубы жидкостью и трубопроводы неполнымзаполнением трубы жидкостью.

Трубопроводы с полным заполнением сечения трубыжидкостью называются напорными, а трубопроводы с неполным заполнением сечениямогут быть как напорными, так и безнапорными.

Выкидные линии и нефтесборные коллекторы обычно неполностью заполнены нефтью, т.е. часть сечения выкидных линий или коллекторазанята газом, выделившимся или в процессе движения нефти по ним, или увлеченнымнефтью из сепараторов в связи с их плохой работой.

В самотечных нефтепроводах нефть движется поддействием гравитационных сил, обусловленных разностью вертикальных отметок вначале и в конце нефтепровода. Если при этом в нефтепроводе нефть и газдвижутся раздельно, то такой нефтепровод называют свободно-самотечным, илибезнапорным, а при отсутствии газовой фазы напорно-самотечным.

Нефть и ее примеси транспортируются по выкидным линиямдо АГЗУ за счет перепада давления между устьем скважины и АГЗУ. Выкидные линиив зависимости от дебита скважин принимаются диаметром от 75 до <st1:metricconverter ProductID=«150 мм» w:st=«on»>150 мм</st1:metricconverter> и прокладываются подземлей. Протяженность выкидных линий определяется технико-экономическимирасчетами и может достигать <st1:metricconverter ProductID=«4 км» w:st=«on»>4 км</st1:metricconverter>.

От АГЗУ, к которой по выкидным линиям подводитсяпродукция 14 — 56 скважин (в зависимости от числа «Спутников», определяемыхтехнико-экономическими расчетами), до ДНС или УПН обычно прокладывается сборныйколлектор диаметром от 200 до <st1:metricconverter ProductID=«500 мм» w:st=«on»>500 мм</st1:metricconverter> и протяженностью от 5 до <st1:metricconverter ProductID=«16 км» w:st=«on»>16 км</st1:metricconverter>. Для сбора нефтяногогаза и передачи его потребителям на площадях нефтяных месторождений сооружаютсборные газопроводы.

2. ЗАЩИТА ТРУБОПРОВОДОВ ОТ КОРРОЗИИ

Существует два способа защиты трубопроводов ирезервуаров от почвенной коррозии: пассивный и активный. К пассивной защитетрубопроводов и резервуаров относятся изоляционные покрытия с различнымиматериалами.

Наиболее широко в промысловой практикеприменяют битумно-резиновые покрытия и покрытия из полимерных лент, наносимыхна трубопроводы с помощью специальных очистных механизмов и машин. Полимерныепокрытия трубопроводов по сравнению с битумными имеют следующие преимущества:

1) онитехнологичны и экономичны; 2) трудоемкость нанесения их в 2—4 раза, а материаломкость в 8—10 раз меньше, чем битумных. Однако полимерные покрытия ещенедостаточно изучены в условиях длительной эксплуатации.

Изоляцию заглубленных в грунт металлическихрезервуаров осуществляют по тем же принципам и с использованием в большинствеслучаев тех же материалов, что и для подземных трубопроводов. Днищаметаллических резервуаров, сооружаемых на песчаных основаниях, снаружиизолируют битумными покрытиями и укладывают на гидрофобный слой. Для контролякачества изоляционных покрытий применяют различные приборы, предназначенные дляпроверки прилипаемости изоляции, ее толщины, сплошности слоя и других показателей.

Для выбора средств защиты подземныхсооружений — трубопроводов и резервуаров — необходимо располагать данными окоррозионных свойствах почвы. Чем выше электросопротивление почвы (сухойпесок), тем меньше токи коррозии и соответственно. Меньше разъедание металла.Поэтому степень активности почв подразделяется на следующие категории: особовысокая — с удельным сопротивлением 5 Ом-м; высокая — с удельным сопротивлением5-10 Ом-м; повышенная 10-20 Ом

м; средняя 20-100 Ом низкая — выше 100 Ом.

В зависимости от удельного сопротивленияотдельных участков почвы, где прокладывается трубопровод, определяются толщинаматериал изоляции.

Ко всякому противокоррозионному внешнемупокрытию должны предъявляться следующие требования: 1) водонепроницаемость; 2)прочность сцепления покрытия с металлом; 3) хорошая изоляция от электрическоготока; 4) достаточная прочность.

На способность сопротивляться механическимвоздействиям при засыпке траншеи; 5) низкая стоимость. При длительнойэксплуатации трубопроводов и резервуаров защищенных только изоляционнымипокрытиями, возникают сквозное коррозионные повреждения уже через 5 — 8 летпосле укладки

трубопроводовв грунт на участках с почвенной коррозией, а при

наличииблуждающих токов (электрокоррозии) — через 2 — 3 года.

Поэтому для долговечности, кроме защитыповерхности промысловых

трубопроводови резервуаров противокоррозионными покрытиями,

применяютактивный способ защиты к НИ01ТСН в основном катодная и

протекторнаязащиты.

Изоляцию заглубленных в грунт металлическихрезервуаров

осуществляютпо тем же принципам и с использованием в большинстве

случаевтех же материалов, что и для подземных трубопроводов. Днища

металлическихрезервуаров, сооружаемых на песчаных основаниях, снаружи

изолируютбитумом и укладывают на гидрофобный слой.

Для контроля качества изоляционных покрытийприменяют

различныеприборы, предназначенные для проверки прилипаемости

изоляции,ее толщины, сплошности слоя и других показателей.

Для выбора средств защиты подземныхсооружений — трубопроводов и

резервуаровнеобходимо располагать данными о коррозионных свойствах

почвы.Чем выше электросопротивлением почвы (сухой песок), тем меньше

токикоррозии и соответственно меньше разъедание металла. Поэтому

степеньактивности почв подразделяется на следующие категории: особо

высокая- с удельным сопротивлением 5 Ом-м; высокая — с удельным

сопротивлением 5—10 Ом-м; повышенная 10-20 Ом

м; средняя 20-100 Омм

инизкая — выше 100 Ом

м.

В зависимости от удельногосопротивления отдельных участков почв, где

прокладывается трубопровод, определяютсятолщина материала изоляции.

Ико всякому противокоррозионному внешнему покрытию труб должны

предъявлятьсяследующие требования: 1) водонепроницаемость; 2) прочность

сцепленияпокрытия с металлом; 3) хорошая изоляция от электрического

тока;4) достаточная прочность и способность сопротивляться механическим

воздействиямпри сыпке траншеи; 5) низкая стоимость.

При длительной эксплуатации трубопроводов ирезервуаров защищенных

толькоизоляционными покрытиями, возникают сквозные коррозионные

поврежденияуже через 5- 8 лет после укладки.

Протекторнаязащита. Для защиты трубопроводов, резервуаров и

резервуарных парков, когда не может быть использованакатодная защита из-

за отсутствия источников электроснабжения, можетприменяться

протекторная защита. Она осуществляется при помощиэлектродов

(протекторов), закапываемых в грунт рядом с защищаемымсооружением,

Протекторная защита имеет те же основы, что и катоднаязащита. Разница

заключается лишь в том, что необходимыйдля защиты ток создается не

станцией катодной защиты, а самимпротектором имеющим более

отрицательный потенциал, чем защищаемый объект.Из общей химии

известно, что все металлы располагаются иряд напряжений, по которому

можно предсказать, какой металл извыбранной пары будет разрушаться при

погружений в раствор (почву), т. е,служить анодом, а также степень

опасности корозионного процесса.

Рисунок 1 — Схема катоднойзащиты трубопровода от коррозионного разрушения.

Как видно изрисунка 1, от постоянного источника 3 по кабелю 2, анодному заземлению поступает в почву и через поврежденные участки4 изоляции 5 на трубу 6, затем через точку дренажа Д возвращается к источникупитания 8 через отрицательный полюс. В результате вместо трубопроводаразрушается анодный заземлитель 1. схема катодной защиты трубопровода откоррозионного разрушения; аноды, 3 — проводник (кабель); 3 источник постоянного тока — станция катоднойзащиты (СКЗ); 4 — стенка трубопровода; 5- внешняя противокоррозионная изоляция; 6 — трубопровод, 7 внутренняяпротивокоррозионная изоляция трубопроводу;Д — направление движения тока.

Станция катодной защиты (СКЗ) — источник 3 — представляетсобой устройство, состоящее из источника постоянного тока или преобразователя переменноготока в постоянный, контакт подсоединительных кабелей и регулирующих приборов в качестве анодных заземлителей. Расстояниемежду трубопроводом 6 и анодом принимают100-<st1:metricconverter ProductID=«200 м» w:st=«on»>200 м</st1:metricconverter>.Одна СКЗ обычно обслуживает трубопроводпри среднем качестве изоляции 5.

Согласноэтим данным вес объекты промыслового обустройства, изготовленные из железа (Ре),могут быть защищены протекторами, имеющими в своем составе любой элемент первойстроки. Однако наибольшее распространение при изготовлении протекторов получилимагний, цинк.

Для наиболее эффективного действияпротекторной защиты от коррозии должны быть обеспечены следующие требования:продолжительность работы протектора — максимальная; количество электроэнергии сединицы массы протектора — максимальное; протектородвижущая сила в системепротектор сооружение — максимальная, наконец, стоимость протекторов — минимальная.

Согласно этим требованиям самым подходящимметаллом для

заготовления протекторов является магний. Вместе с теммагний

характеризуется несколько повышенной скоростьюрастворения, по сравнению с алюминием. Однако алюминий для изготовления протекторовприменяется очень редко из-за образования на его поверхности плотного окисногослоя, снижающего эффективность их работы.

Повышение эффективности действияпротекторной установки достигается погружением ее в специальную смесь солей,называемую активатором. Основным компонентом активаторов с магниевым сплавомотносится глина, гипс и др.

Защитатрубопроводов от внутренней коррозии. Для предохранения трубопроводов отвнутренней коррозии применяют различные лаки, эпоксидные смолы цинко-силикатныепокрытия и ингибиторы.

Среди противокоррозионных средств в настоящеевремя, бесспорно, первое место принадлежит ингибиторам коррозии, способнымсоздавать барьер между коррозионной средой и металлом. Несмотря на то чтоэффективность защиты ингибиторами зависит от множества факторов, применение ихтехнически и экономически оправдано как при углекислотой и сероводороднойкоррозии, так и при любых других видах внутреннего коррозионного разрушения промысловогооборудования. Следует обратить внимание на то, что необходимо тщательноподбирать ингибиторы для конкретных условий эксплуатации оборудования напромысле. От этого в значительной мере зависят эффективность и экономичностьзащиты.

3. АРМАТУРА ТРУБОПРОВОДОВ, РЕГУЛЯТОР ДАВЛЕНИЯ И УРОВНЯ

Применяемыев нефте и газопроводах задвижки подразделяются: на клиновые, пробковые ишаровые. Клиновые задвижки. В задвижках этого типа запорный элемент платки впроцессе 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 задвижкапроста по конструкции, но имеет существенный недостаток — в процессе закрытияплатки скользят по металлу корпуса, трудно притираются к нему; если попадаютпесчинки, то они царапают поверхность этих плашек и задвижка теряетгерметичность т. е. может пропускать через себя транспортируемый флюид.

Задвижка (рис,3) относится к двухплашечным с невыдвигающимся шпинделем. Детали этой задвижкиобозначены теми же цифрами, что и предыдущей. Конструкция запорного элемента этойзадвижки совершеннее предыдущей, так как двойные плашки непосредственно вмомент открытия или закрытия не скользят по поверхности посадочного седла, адвижутся к нему под прямым углом.

Имеется много других задвижек, особенно длябольших 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 сальниковуюнабивку 4 создавая необходимую герметичность.

В большинствекранов поверхность контакта пробки и седла должна смазываться. Для этогопредусматривается принудительная подача смазки на трущиеся поверхности приподтягивании винта и через специальные отверстия 5, показанные пунктиром. Обратныйклапан 3 позволяет осуществить смазку в том случае, если кран находится поддавлением.

4. ПОРЯДОК ПРОВЕДЕНИЯ РАБОТ ПРИСООРУЖЕНИИ ТРУБОПРОВОДА

При сооружении того или иного трубопровода,прокладываемого по площади месторождения, придерживаются следующего порядка:прежде всего согласуют с землепользователем (колхозом или совхозом) временное отчуждениеземли, по которой должен прокладываться трубопровод. После такого согласованияроют траншеи на глубину ниже промерзания почвы и подвозят плети труб к этойтраншее, затем сваривают вручную (для диаметров до <st1:metricconverter ProductID=«800 мм» w:st=«on»>800 мм</st1:metricconverter>) или автоматически(выше: <st1:metricconverter ProductID=«800 мм» w:st=«on»>800 мм</st1:metricconverter>)стыки труб поддерживаемых на весу трубоукладчиками, тщательно очищают наружную поверхностьтрубопровода от грязи и окалины и наносят на нее битумное покрытие с последующейобверткой бумагой и лентой гидроизоляции, предохраняющих трубопровода отэлектрокоррозии. После проведения всех этих работ изолированный трубопроводтрубоукладчиками погружается на дно траншеи и закапывается землей котораявынута была из траншеи. Затем грейдерами выравнивается поверхность данноготрубопровода и производится рекультивация почвы, т.е восстановление еёплодородия. Если месторождение находится за Полярным кругом где болеепромёрзлые породы, располагающиеся на значительной глубине (до <st1:metricconverter ProductID=«600 м» w:st=«on»>600 м</st1:metricconverter>), любые трубопроводы натаком месторождении должны прокладываться на специальные опоры и рекультивацияпочвы в данном случае, как правило, не производятся из-за непригодности этихземель к выращиванию сельскохозяйственных культур.

5. КЛАССИФИКАЦИЯи виды Задвижек

Задвижкиприменяются клиновые с выдвижным и невыдвижным шпинделем, используется ручноеуправление, электро и гидроприводы. Помимо фонтанных задвижек применяются задвижкисерии ЗКЛ2 с ручным управлением, ЗКЛПЭ с электроприводом во взрывозащищенномисполнении и некоторые другие, в зависимости от давления, рабочей среды и еекоррозионных свойств. Задвижки могут иметь различные условные обозначения.

Рисунок 2 – Клиноваязадвижка.

Рисунок 3 — Кран задвижки серииЗКЛ 2 — 16.

Рисунок 4 — Задвижкастальная клиновая с выдвижным шпинделем серии ЗКЛ 2 — 16.

Рисунок 5. Задвижки стальныеклиновые с выдвижным шпинделем,

серии ЗКЛПЭ-16 сэлектроприводом (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 игазообразные неагрессивные нефтепродукты с рабочей температурой до 425 °С иагрессивные нефтепродукты с рабочей температурой до 550 и 600 °С.

ЗадвижкиЗКЛ2-16 и ЗКЛ2-40 (с ручным управлением) можно устанавливать на трубопроводе влюбом рабочем положении, задвижки ЗКЛПЭ-16 и ЗКЛПЭ-40 (с электроприводом)-вертикально,электроприводом вверх. При наличии опоры под электропривод они могут быть установленыребром и плашмя. Присоединяют их к трубопроводу фланцами с присоединительнымиразмерами по ГОСТ 12815 — 80, ряд 2, исп. 1(ЗКЛ2-16 и ЗКЛПЭ-16) и исп. 2 свыступом (ЗКЛ2-40ЗКЛПЭ-40). Задвижки имеют верхнее уплотнение, а шпиндель снабженвнизу конусным буртом, который при поднятом вверх до отказа шпинделе упираетсяво втулку крышки, перекрывая проход для среды в полость сальника. Для неагрессивных

нефтепродуктовприменяются задвижки из углеродистой стали для температур до 425 °С, дляагрессивных-задвижки из коррозионностойкой

сталимарки 10Х18Н9ТЛ для температур до 600 °С.

Запорныйорган задвижки имеет жесткий клин. Прокладка асбестометаллическая илиалюминиевая, набивка сальника из пропитанного асбеста или асбестопроволочнаяпрорезиненная.

Задвижки стальные клиновые с выдвижным шпинделем: 30с76нж и30нж76нж—с ручным управлением, 30с576нж — с ручным управлением через коническийредуктор и 30с976нж — с электроприводом. Предназначены для установки натрубопроводы, транспортирующие нефть, масло, воду и пар, а также слабоагрессивныесреды (30иж76нж) с рабочей температурой до 300 °С. Задвижки 30с76нж и 30нж76пжможно устанавливать на трубопроводе

влюбом рабочем положении. Задвижки 30с576нж устанавливают на горизонтальном трубопроводев любом рабочем положении, кроме положения приводом вниз, задвижки 30с976нж — на горизонтальном трубопроводе вертикально, электроприводомвверх. При наличии опоры под электропривод допускается устанавливать задвижкигоризонтально, в положении «на ребро».

Рисунок 6. Задвижка стальнаяклиновая

с выдвижным шпинделем серимЗКЛ2-16.

а — ручная ЗКЛ2-40 б — с электроприводом ЗКЛПЭ-40.

Рисунок 7. Задвижки стальныеклиновые с выдвижным шпинделем.

Задвижки стальные клиновые с выдвижным шпинделем. Условное обозначениеЗКЛ2-160. Предназначены для установки на трубопроводы, транспортирующие жидкиеи газообразные нефтепродукты. Для неагрессивных нефтепродуктов с температуройдо 425°С применяются задвижки из углеродистой стали, для агрессивных нефтепродуктовс температурой до 600 °С — задвижки из коррозионностойкой стали марки10Х18Н9ТЛ, Задвижки могут устанавливаться на трубопроводе в любом рабочемположении. Запорный орган имеет жесткий клин. Для разгрузки сальника отдавления рабочей среды предусмотрено верхнее уплотнение.

Взадвижках из углеродистой стали прокладка алюминиевая, набивка сальникаасбестопроволочная, прорезиненная, сухая, и задвижка из коррозионностойкойстали прокладка асбестометаллическая, набивка сальника графитоасбестовая.

6. Список используемойлитературы

1. ЛутошкинГ.С. Сбор и подготовка нефти, газа и воды; М., Недра, 1983.

2. БухаленкоЕ.И. Нефтепромысловое оборудование: Справочник; М., Недра, 1990.

3.Бухаленко Е.И. Оборудование и инструмент для ремонта скважин; М., Недра 1991.

еще рефераты

Еще работы по технике

Реферат по технике

Отчёт о производственной практике на ОАО «ЧМК», станке 1К-62

29 Августа 2013

Реферат по технике

"Дорожные работы" - отчет по практике

29 Августа 2013