Для газлифтных систем и систем обустройства промыслов, работающих под давлением до 12,0 МПа, следует применять трубы по ТУ 14-3-1128-82.
Для систем заводнения и захоронения пластовых и сточных вод следует применять: при давлении Рисп. до 20 МПа - трубы по ГОСТ 8732-78; при давлении Рисп. 20 МПа и более - трубы по ГОСТ 550-75.
8.10. При определении толщин стенок трубопроводов, транспортирующих коррозионноагрессивные сероводородсодержащие среды к толщинам стенок, рассчитанным по рекомендуемому Приложению 3, добавляется:
C1 - минусовой допуск на изготовление бесшовных труб или стального листа для сварных труб:
C2 - добавка к толщине стенок на общую коррозию, определяемая экспериментально или расчетом, исходя из расчетной скорости коррозии трубной стали в данной среде с учетом проектируемых средств защиты (ингибиторы, осушка газа, применение покрытий и др.) их эффективности, проектируемого срока эксплуатации трубопровода.
При отсутствии возможности определения скорости общей коррозии на заданном объекте расчетным или опытным путем допускается приближенно определение С2 по аналогии с другими, ранее запроектированными объектами с близкими условиями эксплуатации труб. Во всех случаях величина такой добавки С2 должна быть не менее 2 мм.
Толщина стенки трубопроводов систем заводнения, транспортирующих пресные воды, определяется по формуле 2 рекомендуемого Приложения 3 без добавки на коррозию C2.
8.11. Ударная вязкость заводских сварных соединений труб, определяемая при минимальной температуре строительства, должна удовлетворять требованиям, приведенным в СНиП 2.05.06-85.
8.12. Во всех случаях применения стальных труб для сероводородсодержащих сред при парциальном давлении сероводорода выше 300 Па должна предусматриваться защита трубопроводов от внутренней коррозии (ингибиторы, защитные покрытия и др.).
Соединительные детали
8.13. При определении толщин стенок труб и листов для изготовления деталей следует принимать толщины, исходя из условий расчета не ниже, чем для участков II категории, с учетом обеспечения такой толщины после вытяжки при изготовлении.
8.14. На трубопроводах, транспортирующих среды, содержащие сероводород, соединительные детали, применяемые на участках категорий В и I, должны иметь выкованные отштампованные концы или приварные патрубки длиной, позволяющей проведение термической обработки сварных монтажных швов.
Запорная арматура и сварочные материалы
8.15. Запорная и другая арматура, устанавливаемая на промысловых трубопроводах и трубопроводах подземных хранилищ газа, должна соответствовать требованиям действующих ГОСТов, каталогов, нормалей машиностроения или специальных технических условий.
На трубопроводах, транспортирующих сероводородосодержащие среды, устанавливается запорная и другая арматура, изготовленная из сталей, стойких к сероводородному растрескиванию под напряжением. Конструкция запорной, регулирующей и предохранительной арматуры должна обеспечивать герметичность, соответствующую I классу по ГОСТ 9544-75.
8.16. Запорная арматура диаметром 400 мм и более должна иметь опорные лапы для установки на фундамент.
8.17. Разделка концов соединительных деталей и арматура должна удовлетворять условиям сварки и требованиям действующих нормалей. При невозможности выполнения этих требований необходимо предусматривать переходные кольца.
8.18. Выбор сварочных материалов должен производиться в соответствии со СНиП 2.05.06-85.
9. РАСЧЕТ ТРУБОПРОВОДОВ НА ПРОЧНОСТЬ И УСТОЙЧИВОСТЬ
9.1. Расчет промысловых стальных трубопроводов производится в соответствии со СНиП 2.05.06-85 с учетом дополнительных положений, изложенных в настоящем разделе.
9.2. Толщина стенки трубопроводов, определяется согласно СНиП 2.05.06-85.
Для трубопроводов, сталь которых имеет отношение нормативного предела текучести к временному сопротивлению менее 0,75, дополнительно должен производиться расчет номинальной толщины стенки по формуле:
Принимается большее из полученных значений толщин стенки труб.
В формуле nи- коэффициент, равный 1,1 - для участков III и IV категорий и 1,25 - для участков I и II категорий;
- отношение минимально допустимой по ГОСТ или ТУ толщины стенки труб - dmin к номинальной толщине стенки труб - d.
а- коэффициент, принимаемый равным 0,95.
В случае применения труб, испытываемых на заводе при более низких напряжениях, временно на период до 1988г. допускается для бесшовных труб коэффициент "а" принимать в соответствии с уровнем напряжений при проведении испытаний труб на заводе или гарантируемых заводом.
Другие обозначения приняты согласно СНиП 2.05.06-85.
9.3. Коэффициент надежности для трубопроводов, транспортирующих газообразные среды, принимается как для газопроводов, а транспортирующих жидкие среды - как для нефте- и нефтепродуктопроводов.
Коэффициент надежности - КН при внутреннем давлении в трубопроводе - Р более 10 МПа принимается по таблице 5.
Таблица 5.
|
Диаметр, мм |
Значения коэффициента КН в зависимости от величины внутреннего давления в трубопроводе Р, МПа |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
для газопроводов при давлении Р, МПа |
|
|
|
|
|
|
для нефте- и нефтепродуктопроводов при давлении Р, МПа |
|
|
10<Р£15 |
15<Р£20 |
20<Р£25 |
25<Р£30 |
30<Р£35 |
10<Р£15 |
20<Р£25 |
30<Р£35 |
|
500 и менее |
1,05 |
1,05 |
1,10 |
1,15 |
1,20 |
1,00 |
1,05 |
1,10 |
|
600-1000 |
1,10 |
1,10 |
1,15 |
1,20 |
- |
1,05 |
1,10 |
1,15 |
|
1200 |
1,15 |
- |
- |
- |
- |
1,10 |
- |
- |
|
1400 |
1,20 |
- |
- |
- |
- |
1,15 |
- |
- |
9.4. Трубопроводы, транспортирующие газ, нефть и конденсат, содержащие сернистые примеси, изменяющие механические свойства металла труб и сварных соединений, рассчитываются с учетом положений, изложенных в рекомендуемом приложении 3 к настоящим Hopмам (при отсутствии надежных средств защиты от вредного влияния транспортируемой среды на металл труб).
10. ЗАЩИТА ОТ КОРРОЗИИ
10.1. Противокоррозионную защиту наружной поверхности трубопроводов следует осуществлять в соответствии с ГОСТ 25812-83 а также СНиП 2.05.06-85 и СНиП III-42-80.
10.2. Защита от коррозии трубопроводов должна осуществляться с минимальными затратами на их эксплуатацию при обеспечении требуемой надежности.
10.3. Необходимость защиты промысловых трубопроводов определяется по показателю В:
где Dd- допустимое уменьшение толщины стенки из-за коррозии, мм;
V- максимальная скорость коррозии, равная сумме скоростей внутренней и внешней коррозии, мм/год;
T- срок службы трубопровода, лет.
Если B³0, то защита обязательна.
10.4. В первую очередь необходимо решить вопрос о защите той поверхности (внутренней или внешней), которая коррозирует с наибольшей скоростью.
10.5. Защита внутренней поверхности трубопроводов от коррозии осуществляется защитными покрытиями, ингибиторами, подготовкой перекачиваемого продукта с удалением из него агрессивных компонентов и электрохимической поляризацией.
10.6. При подземной и наземной прокладке защита от почвенной коррозии должна быть комплексной, т.е. изоляционными покрытиями и средствами электрохимической защиты.
При надземной прокладке - только изоляционными покрытиями.
В средах, засоренных нефтью и нефтепродуктами, применение битумных изоляционных покрытий недопустимо.
10.7. Выбор методов электрохимической защиты производится на основании технико-экономического сравнения различных вариантов защиты с учетом коррозионной активности среды, срока службы трубопровода и прогнозируемого изменения коррозионных условий в процессе эксплуатации.
10.8. Защита одного трубопровода не должна вызывать усиления коррозии или уменьшения степени защиты на соседних сооружениях.
10.9. Оптимизация параметров электрохимической защиты должна производиться с определением защитного потенциала, обеспечивающего снижение скорости коррозии до величины, обуславливающей минимальные расходы на защиту и ликвидацию последствий коррозии.
10.10. На действующих трубопроводах проект защиты разрабатывается после обследования коррозионного состояния трубопроводов с определением максимальных скоростей внутренней и внешней коррозии, распределения скорости коррозии по территории промысла, состояния изоляционного покрытия, установления основных коррозионных агентов и рекомендациями по ремонту труб, изоляций, улучшения технологии добычи нефти и газа.
Проект защиты должен предусматривать сроки ввода в эксплуатацию средства защиты и сроки осуществления ремонтных работ и проведения организационно-технических мероприятий.
10.11. Проект защиты должен учитывать развитие промысловых коммуникаций и изменение технологического назначения промысловых трубопроводов.
10.12. При определении степени защиты трубопроводов необходимо учитывать изменение давления в них в процессе эксплуатации.
10.13. Применение изолирующих фланцев-вставок для электрического акционирования допускается при условии соблюдения следующих требований:
- обеспечение требуемой надежности этих конструктивных элементов;
- отсутствие вредного коррозионного влияния на соседние сооружения и отсекаемый участок трубопровода.
10.14. При следовании трубопроводов в одном "коридоре" они считаются электрохимически защищенными от подземной коррозии, если потенциал "труба-земля" находится в пределах между минимальным защитным и максимально допустимым потенциалами. Не допускается применять системы защиты с обязательным уравнением защитных потенциалов в точке дренажа на трубопроводах с различными электрическими параметрами.
10.15. Проект защиты должен учитывать специфику строительства трубопроводов в данном регионе с тем, чтобы были обеспечены сроки ввода в эксплуатацию средств электрохимической защиты, предусмотренные ГОСТ 25812-83.
10.16. Ha промыслах с расположением скважины по сетке менее чем 200 м должны предусматриваться глубинные заземления.
Использование ликвидированных скважин в качестве глубинных заземления должно быть согласовано с Горгостехнадзором и санитарно-эпидемиологической службой.
10.17. Схемы и расчет электрохимической защиты различных сооружений приведены в рекомендуемом приложении 4.
РЕКОМЕНДУЕМОЕ
приложение 1
ТЕПЛОВОЙ РАСЧЕТ НЕФТЕПРОВОДОВ И НЕФТЕПРОДУКТОПРОВОДОВ
Для теплового расчета промыслов нефтепроводов (надземных, наземных, подземных) следует применять формулу
t=t0+(tн-t0)e-ax-DA0,
где ,
При этом
МГК=1,293·10-3Vk·Dk·MНО,
МГН=1,293·10-3VН·DН·MНО,
,
Условные обозначения
VН, VК- рабочий газовый фактор при начальном и конечном давлениях расчетного участка, м3/м3;
DН, DК- относительная удельная плотность газа по воздуху в начале и в конце расчетного участка;
М- весовой расход продукции скважины без воды, т/сут;
МНО- весовой расход разгазированной нефти, т/сут;
МГН, МГК- весовой расход свободного газа в начале и в конце расчетного участка, т/сут;
n- содержание воды в эмульсии, доли весовые;
S- скрытая теплота испарения, Дж/кг;
СН- удельная теплоемкость нефти СН=2,52·103 Дж/кг·град;
СР- удельная теплоемкость газа при постоянном давлении, Дж/кг·град;
Св- удельная теплоемкость воздуха СВ=4,2·103 Дж/кг·град;
dНО- плотность разгазированной нефти, кг/м3;
DА0- дополнительный член, учитывающий влияние выделения газа из нефти на температуру нефтегазовой смеси, °С;
tН- температура среды в начале расчетного участка, °С;
Кср- коэффициент теплоотдачи рассчитывается аналогично Кср для газопроводов;
t0- температура окружающей среды;
х- текущая координата.
РЕКОМЕНДУЕМОЕ
приложение 2
ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ТРУБОПРОВОДОВ
Гидравлический расчет трубопроводов при транспорте жидкостей в однофазном состоянии.
1. Гидравлический расчет трубопроводов для однофазного потока производится по формуле:
(1)
где:
G- массовый расход транспортируемой среды, кг/с;
D- диаметр трубы, м;
r- осредненная плотность транспортируемой среды, кг/м3;
РН, РК- давление в начале и в конце трубопровода, МПа;
ZН, ZК- геометрические отметки начальной и конечной точек трубопровода, м;
l- коэффициент сопротивления трубопровода, определяемый по формуле:
l=l0E(2)
l0- коэффициент гидравлического сопротивления трению, рассчитываемый по формуле:
(3)
Re - число Рейнольдса определяется по формуле:
(4)
V- кинематическая вязкость среды, м2/c;
W- скорость потока, м/с;
K- эквивалентная шероховатость внутренней поверхности трубы, К=0,5·10-4 м;
E- коэффициент, учитывающий местные сопротивления, повороты и так далее, E=1,1.
2. Величины гидравлического уклона в трубопроводах, транспортирующих воду, не имеющую коррозионных или других свойств, могущих привести к интенсивному зарастанию труб, следует определять в соответствии с СНиП III 30-74.
3. Величины гидравлического уклона в трубопроводах, транспортирующие пластовые и сточные воды, следует определять в соответствии с СНиП II 32-74.
