УСЛОВИЯ РАБОТЫ И ОСНОВНЫЕ ПРИЧИНЫ ПОВРЕЖДЕНИЙ ТРУБОПРОВОДОВ
Отводы
Проблемы эксплуатации трубопроводов
С целью обеспечения справедливого и объективного рассмотрения любого дела процессуальный кодекс регламентирует отводы судьи в гражданском деле, порядок отвода и его основания. Отвод может быть заявлен как судье, так и другим участниками судебного разбирательства, в частности прокурору, эксперту, переводчику, секретарю судебного заседания. Такая мера направлена на защиту интересов и прав участников дела и содействует повышению авторитета суда, как института судебной власти. Однако, для отвода судьи или, при коллегиальном разрешении спора, полного судебного состава и участников судебного дела необходимы веские причины. Поэтому, федеральное законодательство определяет, как четкий перечень оснований, предусмотренных для отводов, так и порядок их применения. Кроме этого, состав суда не может включать лиц, состоящих в родстве между собой. Для отвода судьи необходимо сделать устное либо письменное заявление об отводе судьи. Следует заметить, ходатайство, которое не подтверждается фактами предвзятости или заинтересованности судьи в результате рассматриваемого дела, не является причиной для его отвода. Но при этом отказ судьи от рассмотрения заявления об отводе служит причиной для отмены принятого решения. Поскольку повторное участие судьи при разрешении этого же спора может повлечь негативные последствия, законодатель исключает его повторное участие в деле. После того как объявлен состав суда и участников дела, судья председательствующий коллегии обязан разъяснить лицам, участникам гражданского дела, их права заявлять отводы. Если участие судьи в рассмотрении дела исключено, он самостоятельно обязан разрешить вопрос о самоотводе. Отвод заявляется на подготовительной стадии судебного процесса. В случае если ввиду объективных причин отвод судье не мог быть заявлен на стадии подготовки, допускается его заявление на более поздних стадиях процесса. Все участники процесса могут высказать свое мнение по поводу заявленного отвода суду. До разрешения вопроса об отводе, судья имеет право совершать неотложные процессуальные действия, к примеру, обеспечение доказательств по гражданскому делу. Возражения на отводы судье могут быть изложены в апелляционной жалобе на решение суда , поскольку частная жалоба в таких случаях не допускается. После удовлетворения ходатайства об отводе, суд выносит определение о передаче дела другому составу суда. Рассмотрение новым составом суда будет отложено, так как требуется время на ознакомление с материалами гражданского дела. В случае, когда новый состав суда сформировать невозможно, дело передается в вышестоящий орган для последующей передачи его в другой суд. Для полного, всестороннего и правильного исследования обстоятельств при рассмотрении гражданских дел необходима объективность и беспристрастность всех его участников. Закон предусматривает не только отводы судьи, но и любого из участников судебного процесса. Специалист, эксперт, переводчик, прокурор, секретарь судебного заседания не могут участвовать при рассмотрении дела по тем же основаниям, что судья. Кроме этого, не допускается участие указанных лиц ввиду служебной или какой-либо зависимости от заинтересованных в исходе дела лиц. Не могут принимать участие в деле специалисты эксперты , проводившие экспертизы по гражданскому делу , материалы которой являются основанием для иска. Однако не допускаются отводы ввиду профессиональной некомпетентности эксперта или специалиста, поскольку этот вопрос решается при выборе этого лица. При наличии оснований для отвода перечисленные участники гражданского дела обязаны заявить самоотвод. В случаях, когда самоотвод заявлен не был, по тем же основаниям любым заинтересованным лицом может быть заявлено ходатайство об отводе того или иного участника:. При удовлетворении заявления об отводе эксперта, переводчика, специалиста, прокурора, секретаря судебного заседания в процесс привлекаются другие лица. Задай вопрос юристу С чего начать? Основания отводов судье Согласно ГПК РФ судья не вправе разрешать споры, когда: Порядок разрешения отводов судье После того как объявлен состав суда и участников дела, судья председательствующий коллегии обязан разъяснить лицам, участникам гражданского дела, их права заявлять отводы. Закон определяет состав суда, разрешающий отвод: В случаях, когда самоотвод заявлен не был, по тем же основаниям любым заинтересованным лицом может быть заявлено ходатайство об отводе того или иного участника: ЛИЧНЫЕ ДОКУМЕНТЫ ЛИЧНЫЕ ДОКУМЕНТЫ Паспорт гражданина РФ Водительское удостоверение Документы ЗАГС Документы миграционной службы. НОВЫЕ ДОКУМЕНТЫ Авансовое соглашение при покупке квартиры Соглашение о задатке при покупке квартиры Соглашение о намерениях Соглашение о продлении срока действия договора Дополнительное соглашение к договору. Калькулятор госпошлины Цена иска Обращение в суд. Досудебный порядок урегулирования споров Подведомственность дел.
В настоящее время на территории России эксплуатируется тыс. Ежегодно на нефтепромысловых трубопроводах происходит около тыс. В чем же причина и каков механизм процесса внутренней коррозии трубопроводов, транспортирующих нефть и воду? Коррозия — это разрушение металлов в результате химического или электрохимического воздействия окружающей среды, это окислительно-восстановительный гетерогенный процесс, происходящий на поверхности раздела фаз. Хотя механизм коррозии в разных условиях различен, по виду разрушения поверхности металла различают: Равномерную или общую коррозию, то есть равномерно распределенную по поверхности металла. Местную или локальную коррозию, то есть сосредоточенную на отдельных участках поверхности. Местная коррозия бывает различных видов: Межкристаллитную коррозию — характеризующуюся разрушением металла по границам кристаллитов зерен металла. Избирательную коррозию — избирательно растворяется один или несколько компонентов сплава, после чего остается пористый остаток, который сохраняет первоначальную форму и кажется неповрежденным. Коррозионное растрескивание происходит, если металл подвергается постоянному растягивающему напряжению в коррозионной среде. КР может быть вызвано абсорбцией водорода, образовавшегося в процессе коррозии. По механизму протекания различают химическую и электрохимическую коррозию. Химическая коррозия характерна для сред не проводящих электрический ток. Коррозия стали в водной среде происходит вследствие протекания электрохимических реакций, то есть реакций сопровождающихся протеканием электрического тока. Скорость коррозии при этом возрастает. Электрохимическая коррозия возникает в результате работы множества макро- или микрогальванопар в металле, соприкасающемся с электролитом. Причины возникновения гальванических пар в металлах: Анодом является металл с более высоким отрицательным потенциалом, катодом является металл с меньшим потенциалом. Между ними возникает электрический ток. Процесс коррозии можно представить следующим образом. Оставшиеся свободные электроны перемещаются по металлу к катодным участкам. Если в воде достаточно свободного кислорода, закись Fe может окислиться до гидрата окиси Fe: Итак, в результате протекания электрического тока анод разрушается: Анод, разрушаясь, образует в трубе свищ. Рассмотрим, от каких факторов зависит скорость коррозии. Температура и рН воды. Зависимость интенсивности коррозии от рН и температуры воды. Можно выделить 3 зоны: Скорость коррозии чрезвычайно быстро возрастает с понижением рН. Скорость коррозии мало зависит от рН. В первой зоне на катоде протекает реакция разряда ионов водорода и образование молекулярного водорода реакции 2,3 ; во второй и третьей зоне - идет реакция образования ионов гидроксила ОН-- реакция 4. Повышение температуры ускоряет анодные и катодные процессы, так как увеличивает скорость движения ионов, а, следовательно, и скорость коррозии. Содержание кислорода в воде. Если в воде есть растворенный кислород, то коррозия железа будет идти и в кислой, и в щелочной среде рис. Зависимость интенсивности коррозии от содержания кислорода в воде. Известно, что при одинаковом рН коррозия в углекислотной среде протекает более интенсивно, чем в растворах сильных кислот. Объяснение влияния СО2 на коррозионную активность среды связано с формами нахождения СО2 в водных растворах. В равновесных условиях соблюдается баланс между всеми формами: СО2 может влиять по двум причинам: Молекулы Н2СО3 непосредственно участвуют в катодном процессе: Катодному восстановлению подвергается бикарбонат-ион: Все исследователи обращают внимание на огромное влияние продуктов коррозии железа на скорость процесса коррозии. Эти осадки являются полупроницаемыми для коррозионно-агрессивных компонентов среды и замедляют скорость разрушения металла. Таким образом, можно выделить две характерные особенности действия диоксида углерода. Увеличение выделения водорода на катоде. Образование карбонатно-оксидных пленок на поверхности металла. Зависимость скорости коррозии от минерализации воды. Растворенные в воде соли являются электролитами, поэтому увеличение их концентрации до определенного предела повысит электропроводность среды и, следовательно, ускорит процесс коррозии. Уменьшение скорости коррозии связано с тем, что: Повышение давления увеличивает процесс гидролиза солей и увеличивает растворимость СО2. Для предсказания последствий - см. Относительные скорости течения фаз газа и жидкости в газожидкостных смесях ГЖС в сочетании с их физическими свойствами плотностью, вязкостью, поверхностным натяжением и т. Можно выделить семь основных структур: Структуры ГЖС в горизонтальном трубопроводе. Каждая структура ГЖС влияет на характер коррозионного процесса. Вопрос о связи коррозионных процессов в трубопроводах со структурами потоков, транспортируемых по ним ГЖС, всегда интересовал и продолжает интересовать специалистов по коррозии. Имеющаяся информация о связи структур течения ГЖС с коррозией является еще недостаточно полной. Но тем не менее известно, например, что кольцевая дисперсно-кольцевая структура ГЖС снижает интенсивность коррозии трубопровода; снарядная пробково-диспергированная может способствовать коррозионно-эрозионному износу трубопровода по нижней образующей трубы на восходящих участках трассы, а расслоенная плавная расслоенная - развитию общей и питтинговой корозии в зоне нижней образующей трубы и в, так называемых, "ловушках" жидкости особенно при выделении соленой воды в отдельную фазу. Биокоррозия, коррозия под действием микроорганизмов. С этой точки зрения имеют значение сульфат-восстанавливающие анаэробные бактерии восстанавливают сульфаты до сульфидов , обычно обитающие в сточных водах, нефтяных скважинах и продуктивных горизонтах. В результате деятельности сульфат-восстанавливающих образуется сероводород Н2S, который хорошо растворяется в нефти и в дальнейшем взаимодействует с железом, образуя сульфид железа, выпадающий в осадок: Под влиянием Н2S изменяется смачиваемость поверхности металла, поверхность становится гидрофильной, то есть легко смачивается водой, и на поверхности трубопровода образуется тонкий слой электролита, в котором и происходит накопление осадка сульфида железа FeS. Сульфид железа является стимулятором коррозии, так как участвует в образовании гальванической микропары Fe - FeS, в которой является катодом то есть разрушаться будет Fe как анод. Некоторые ионы, например ионы хлора, активируют металлы. Причиной активирующей способности ионов хлора является его высокая адсорбируемость на металле. Хлор-ионы вытесняют пассиваторы с поверхности металла, способствуют растворению пассивирующих пленок и облегчают переход ионов металла в раствор. Особенно большое влияние ионы хлора оказывают на растворение железа, хрома, никеля, нержавеющей стали, алюминия. Итак, коррозионную агрессивность воды характеризуют природа и количество растворенных солей, рН, жесткость воды, содержание кислых газов. Степень влияния этих факторов зависит от температуры, давления, структуры потока и количественного соотношения воды и углеводородов в системе. Для пластовой воды Самотлорского месторождения: Уравнение справедливо для следующих условий: Это наиболее характерные показатели для реальных промысловых систем нефтяных месторождений Нижневартовского района. Сейчас нефтяники считают трубопроводы миной замедленного действия, которая может "взорваться" в любой момент. Очевидно, что применяемые в настоящее время методы ингибиторной защиты не могут решить проблемы полностью. Добиться повышения надежности и снижения аварийности промысловых трубопроводов можно только за счет применения комплексных мер. Среди них основной, по-видимому, можно считать смену материала труб на коррозионно-устойчивый, а также применение труб с антикоррозионным покрытием, то есть технические способы защиты. Кардинальным средством борьбы с коррозионным повреждением стальных труб является замена их на пластмассовые. В зарубежной практике для нефтегазопромысловых трубопроводов используются два вида пластмассовых труб: Полиэтиленовые трубы имеют в 7 раз меньшую массу, чем стальные. Для их монтажа не требуется тяжелого подъемно-транспортного оборудования. Из рисунка 8 следует, что у стальных трубопроводов гидравлические потери растут с увеличением срока эксплуатации кривая 1 , у металлопластмассовых труб и труб с защитными покрытиями роста гидравлических потерь не происходит кривые 2,3. Полиэтиленовые трубы могут использоваться для транспорта минерализованных вод любой агрессивности ГОСТ Зависимость гидравлических потерь от времени эксплуатации труб: Что касается транспорта нефти, нефтяной эмульсии, газового конденсата по напорным трубопроводам из полиэтиленовых труб, то здесь следует учитывать эффект набухаемости полиэтилена. Процесс диффузии нефти в полиэтилен, набухание полиэтилена, зависит от температуры. Сорбция нефти полиэтиленом низкого давления: С увеличением концентрации сорбированной нефти снижается прочность полиэтилена рис. Таким образом, основной недостаток полиэтиленовых труб - малая прочность. Изменение прочности полиэтилена в зависимости от концентрации нефти при 20 оС. Решением этой проблемы являются трубы из композитных материалов: В США стеклопластиковые трубы занимают третье место в объеме потребления труб нефтепромыслового сортамента, уступая стальным и металлическим с антикоррозийным заводским покрытием. Фирмы "Экссон" и "Эссо Ресурс Канада" также заменили на своих промыслах часть стальных труб на композитные вследствие сильной обводненности и высокой концентрации сероводорода в транспортируемой среде. За счет подбора соответствующей смолы стеклопластиковые трубы могут работать при высоких температурах. Теплопроводность стеклопластика в раз меньше, чем у металла, то есть он обладает повышенными теплоизоляционными характеристиками. ВНИИСТ еще в х годах разработал конструкцию стеклопластиковой трубы, технологию и оборудование для ее получения, а также технологию соединения таких труб. Труба представляла собой сэндвич, состоящий из стеклопластиковой несущей оболочки, плакированной изнутри газонепроницаемой полипропиленовой пленкой толщиной 0,8 мм. Труба изготавливалась непрерывным способом и могла быть практически любой длины. В настоящее время конверсионные предприятия в гг. Пермь, Хотьково, Люберцы выпускают небольшие партии стеклопластиковых и армированных пластмассовых труб на высокие до 4,,0 МПа давления. Причем, имеются варианты конструкций стеклопластиковых труб с допустимым температурным пределом до 60оС диаметр 75 и мм. За время эксплуатации с г. Стеклопластиковые трубы производства фирм "Амерон" и "Вавин" использовались на трубопроводах в "Татнефти" и Западной Сибири и дали положительные результаты. На результатах работы в ОАО "Татнефть" по защите от коррозии нефтепромыслового оборудования представляет интерес остановиться более подробно. На реализацию этой программы ушло около 15 лет. В результате создана целая индустрия по комплексному решению проблемы надежности скважин и подземных нефтепромысловых коммуникаций. Практика эксплуатации трубопроводов с внутренними защитными покрытиями показала, что для полного снижения отказов должны быть решены три основные проблемы: Следует подчеркнуть, что нанесение изоляции именно в заводских условиях позволяет осуществить контроль за качеством всех технологических операций, внедрять такие изоляционные покрытия, которые не могут быть реализованы в трассовых условиях. Задача надежности защиты от внутренней коррозии была решена с помощью технологии футерования трубных плетей полиэтиленом и специальной конструкцией стыка. Наружная изоляция осуществляется по заводской технологии с использованием полиэтилена. Диаметры труб 89,,,, и мм; температура эксплуатации - до 40оС. Чем больше доля МПТ в общем фонде, тем интенсивнее снижение числа отказов трубопроводов рис. Зависимость числа отказов трубопроводов от объемов внедрения труб с защитными покрытиями. Благодаря совместным усилиям науки и производства отказы трубопроводов в системе закачки сточных вод снизились в г. Для предотвращения внутренней коррозии нефтесборных трубопроводов в ОАО "Татнефть" выбраны следующие направления: Наличие производства полиэтиленовых труб позволило выполнить работы по восстановлению бездействующих трубопроводов. Было восстановлено км труб диаметром мм методом протаскивания полиэтиленовых труб вовнутрь стальной с цементированием или без цементирования межтрубного пространства. Эти операции эффективны для быстрого восстановления работоспособности трубопроводов в критических ситуациях, так как за один прием может быть восстановлен участок длиной до м. Это важно при переходах через водные преграды, болота, полотна дорог по бестраншейной технологии. ОАО "Татнефть" имеет летний опыт по применению стеклопластиковых труб Нидерландской фирмы Wavin Вавин. Положительные результаты получены по системе нефтесбора: Отрицательные результаты получены при испытании стеклопластиковых труб в системе ППД в качестве разводящего водовода давление 12,5 МПа: Таким образом, многолетний опыт производства и применения труб с защитными покрытиями позволил ОАО "Татнефть" практически решить проблему надежности нефтепромысловых коммуникаций и сэкономить более млн. Весь комплекс работ отвечает мировым стандартам. В АНК "Башнефть" для защиты трубопроводов от коррозии также применяется нанесение защитных покрытий и использование неметаллических труб. Эксплуатируется цех по футерованию труб диаметром х9 и 89х4 мм, цех по выпуску гибких полимерно-металлических труб диаметром 60 мм. Новый материал SSL - это ламинированный композитный материал, который сочетает преимущества высокопрочной стали с коррозионной стойкостью стекловолокна. Из него производятся легкие, гладкие, антикоррозионные трубы, выдерживающие давление почти до 40 МПа - для малых диаметров и до 4 МПа - для больших диаметров и температуру до оС. Они могут использоваться для сооружений выкидных линий, линий нефтесбора, подводных трубопроводов и трубопроводов для нагнетания воды в скважины, а также как НКТ и обсадные трубы. Толщина стенки трубы Bondstrand SSL в несколько раз меньше толщины стенки обычной стекловолокнистой трубы, что обеспечивает более высокую пропускную способность при одинаковом давлении. Соединительная система Койл-Лок Coil-Lock - конусное резьбовое соединение с пластичной спиральной шпонкой - обеспечивает трубам Bondstrand SSL прочность и герметичность, быстроту монтажа. Новые трубы имеют еще одно ценное свойство: Минимальный срок эксплуатации в условиях Сибири - 20 лет, стандартный срок - более 50 лет. В России пионером в области применения труб Bondstrand SSL является компания "Славнефть-Мегионнефтегаз". Она начала их использовать в г. В Казахстан за последние 2 года поставлено км труб. Потребителями являются Тюменская Нефтяная компания, "Мегионнефтегаз", "Черногорнефть", "Ваньеганнефть" и т. В зависимости от условий эксплуатации на разных месторождениях требуются трубы с внутренним покрытием из различных материалов. Но до настоящего времени заводами практически не освоен массовый выпуск труб с антикоррозионным покрытием. Так, Волжский трубный завод производит трубы только с наружным эпоксидным покрытием, Альметьевский трубный завод - с внутренним эпоксидным и наружным полиэтиленовым покрытием, АО "Пензазаводпром" - эмалевое покрытие и т. При сложившейся ситуации нефтегазодобывающие предприятия вынуждены организовывать собственные производства по антикоррозионному покрытию труб. Кроме уже упомянутых НК "Татнефть"" и "Башнефть", созданы и работают участки в АО "Нижневартовскнефтегаз" - оборудование и технологии французской фирмы "СИФ-ИЗОПАЙП", на ТПП "Лангепаснефтегаз" - поставщик голландская фирма "Селмерс". Трубы с эмалевым покрытием и футерованные полиэтиленом выпускают ОАО "ЛУКОЙЛ-Пермнефть" г. Совместное производство стеклопластиковых труб освоено в ОАО"ЛУКОЙЛ-Пермнефть" и АО "Композитнефть" г. В настоящее время целый ряд фирм, отечественных и зарубежных, предлагают нефтяным компаниям свои услуги по строительству "под ключ" линий по различным вариантам антикоррозионного покрытия нефтепромысловых труб. Данные по некоторым из них приведены в табл. Как следует из этой таблицы, фирмы предлагают линии по нанесению практически всех типов изоляции. Цена производства колеблется в широких пределах. Но тут каждая нефтегазодобывающая компания действует на свой страх и риск. Все фирмы гарантируют срок службы изолированных труб минимум лет. Но на практике зачастую получается иная картина. Как показали обследования некоторых трубопроводов, собранных на зарубежных технологических линиях, целостность покрытия нарушается за короткий период эксплуатации. Сравнительные показатели некоторых фирм-изготовителей линий по антикоррозионному покрытию нефтепромысловых труб. Эпоксидные порошковые или жидкие двухкомпонентные без растворителя краски. Эпоксидные жидкие двухкомпонентные без растворителя краски. Кроме того, в России отсутствует единая нормативная база на качество и технологии всех типов покрытий. Каждое предприятие разрабатывает собственные технические условия на выпуск изолированных труб, ориентируясь на требования отдельного заказчика и освоенный производством тип покрытия. Нет также единой методики выбора типа покрытия в зависимости от свойств транспортируемой Среды и условий эксплуатации трубопровода. То есть вопрос повышения надежности промысловых трубопроводов требует принятия комплексных мер, охватывающих: В первую очередь гибкие трубы начали применяться в системе ППД на месторождениях с особо агрессивными средами, содержащими: Масса 1 м, кг. Длина секции, м, не более. Трубы выпускаются внутренним диаметром 50, 75 и мм на рабочее давление до 20 МПа, массой 1м не более 12 кг, максимальная длина секции до м. Готовится производство труб диаметром мм. Гибкие трубы состоят из внутренней полимерной камеры 1, армирующих слоев 2, наружной полимерной оболочки 3 и концевых соединений 4. Капитальные затраты на прокладку 1 км трубопровода из стальных и гибких труб различного диаметра приведены в табл. Затраты на прокладку 1 км трубопровода, тыс. Гибкие водоводы и выкидные линии работают также в Казахстане, на полуострове Мангышлак и в Азербайджане на морском месторождении. На нефтяных месторождениях преимущественное развитие получили однотрубные системы сбора продукции скважин. Технико-экономические показатели и надежность систем сбора нефти тесно связаны с техникой и технологией разделения продукции скважин. В АНК "Башнефть" в качестве основного принципа технологии первичного предварительного разделения продукции скважин выделяется дифференцированный или путевой сброс свободной воды, то есть отбор воды во всех точках технологической схемы, где она выделяется в виде свободной фазы. Это позволяет снизить нагрузки на сепараторы последующий ступеней, отстойники, печи, насосное оборудование, повысить их эксплуатационную надежность, а иногда и исключить из технологической схемы часть перечисленного оборудования. Путевой сброс воды из продукции скважин может осуществляться по отдельным коллекторам, вблизи наиболее обводненных кустов скважин, на пониженных участках трассы, где скапливается свободная вода, вблизи существующих кустовых насосных станций системы ППД. Основным требованием к технологии путевого сброса воды является его осуществление без применения сложного технологического оборудования, требующего присутствия обслуживающего персонала, и при естественной температуре продукции скважин. При необходимости для разрушения эмульсии продукция может обрабатываться реагентом-деэмульгатором. Водоотделитель должен выполнять не только функции сброса воды, но и буфера, стабилизирующего поток при неравномерном поступлении в него пластовой газожидкостной смеси ГЖС нефтяной эмульсии и свободной воды , что характерно для рельефных сборных трубопроводов. Принципиальная схема установки путевого сброса воды приведена на рис. Продукция скважин из сборного коллектора поступает на вход успокоительного трубопровода 3, в нем осуществляется разделение продукции на при потока: Принципиальная схема установки путевого сброса воды: Схема предусматривает работу трубного разделителя в двух вариантах: Раздельными потоками предварительно обезвоженная нефть и вода направляются в наклонную часть ТВО 2, где осуществляется окнчательное разделение на нефть и воду. Отделенная вода направляется в ближайшую БКНС для закачки в нагнетательные скважины. Преимущество наклонных ТВО заключается в гидравлической схеме, при которой движение предварительно расслоенных нефти и воды происходит в противоположных направлениях. Всего в АНК "Башнефть" эксплуатируется более 20 трубных УПСВ. С целью повышения надежности работы установки ведется работа по совершенствованию датчиков межфазного уровня и регулирующих клапанов. В НГДУ Мамонтовнефть этот процесс реализован на территории ДНС с использованием ТВО рис. Принципиальная технологическая схема УПСВ Тепловского месторождения. Продукция скважин из сборного трубопровода поступает в успокоительный трубопровод 1, где разделяется на 3 потока: Предварительно обезвоженная нефть из ТВО перетекает в буферную емкость-сепаратор 4, в котором выделяется газ. Газ из успокоительного трубопровода, ТВО и буферной емкости нефти направляется в газосепаратор 3 и далее на ГПЗ. Вода из нижней части ТВО направляется в отстойник 6. Диаметр мм и длина м ТВО рассчитываются из условия, чтобы время пребывания в нем единичного объема эмульсии находилось в пределах 6 - 10 мин. Угол наклона к горизонту составляет 5 — 8о. Все параметры подбираются для максимального разделения продукции скважин на нефть, воду и газ при естественной температуре продукции. С целью раннего сброса попутной воды на начальных участках трубопроводов вблизи добывающих и нагнетательных скважин также может использоваться оригинальная установка, разработанная ИПТЭР рис. Расслоенный в подводящем трубопроводе 2 поток направляют в трубную вставку 4, при этом осуществляется перепуск части газа 3, минуя трубную вставку, из подводящего трубопровода в отводящий 17 для дальнейшего транспорта совместно с перекачиваемой нефтью, и отбирают воду из ее нижней части 5, направляя в отстойник 7 для окончательной очистки, и с помощью насоса 8 подают в систему закачки. Наличие датчика уровня газ-нефть 9 и регулирующего клапана 10 позволяет предотвратить попадание жидкости в газовый коллектор. Степень отбора и качество воды регулируются положением межфазного уровня нефть-вода с помощью датчиков 11 и 12 и регулирующего клапана 14, управляемого автоматически блоком Границу раздела фаз нефть-вода поддерживают на уровне нижней образующей верхнего трубопровода. Установка путевого сброса воды: Зависимость содержания нефти в воде от скорости движения воды в трубопроводе. В перспективе данная установка может работать в автоматическом режиме по безлюдной технологии. Особенности коррозии трубопроводов в условиях Западной Сибири. В Западной Сибири для нефтесборных трубопроводов большого диаметра характерны коррозионные разрушения в форме протяженных канавок, расположенных строго по нижней образующей труб. В начальной стадии разрушение представляет собой следующие друг за другом язвенные углубления, которые в последующем сливаются в непрерывную канавку шириной мм и длиной м. Разрушение нефтесборного трубопровода диаметром мм. Этот трубопровод проработал в НГДУ Белозернефть 8 месяцев. Анализ факторов, влияющих на внутреннюю коррозию трубопроводов показал, что: Таким образом, и со стороны нефти и газа особой разрушительной коррозии не ожидается. Каким же образом в не очень коррозивной среде проявляется, причем только в нижней части труб, локальная коррозия металла? Большинство исследователей, занимавшихся изучением коррозии стали в подобных условиях, считают, что коррозионный процесс разрушения металла протекает по углекислотному механизму. Выделение солей из водной фазы продукции скважин происходит вследствие действия следующих факторов или их комбинаций: Для пластовых вод Западной Сибири наиболее распространенными отложениями являются карбонаты кальция и железа а также коррозит. В этих условиях процесс углекислотной коррозиии протекает следующим образом. На внутренней поверхности трубопровода происходит отложение карбоната кальция СаСО3. В некоторых местах защитная пленка осадка СаСО3 может отслоиться. Обнаженный участок металла и остальная поверхность трубы, покрытая осадком, образуют гальваническую макропару, где металл является анодом, а поверхность трубы - катодом. Участки язв, где произойдет отслоение FeCO3, вновь превращаются в активные аноды. Феномен локализации коррозионного разрушения по нижней образующей трубы может быть обусловлен особенностями гидродинамики течения газожидкостных потоков трехфазных нефтяных эмульсий по трубопроводам. Поверх воды будет двигаться нефтяная эмульсия и газ. На границе раздела жидких фаз возникнут волны, в частности из-за разницы в вязкости соприкасающихся фаз. При перемещении этих волн вдоль течения транспортируемой смеси на границе раздела жидких фаз наблюдаются вторичные явления: Схема образования вихрей на волновой поверхности раздела фаз нефть-вода. Часть присутствующих в водной фазе механических примесей карбонатов и сульфидов железа, песка и глины попадает во вращающиеся капли воды и участвует в постоянном гидроэрозионном воздействии на защитную пленку из карбонатов в нижней части трубы. Поэтому по нижней образующей трубы происходит постоянное механическое удаление железокарбонатной пленки. Таким образом обеспечивается постоянное функционирование гальванической макропары металл - труба, покрытая осадком солей. Итак, при постоянном удалении осадков в результате гидроэрозионного процесса сначала с отдельных участков, а затем и с протяженной области, обнаженный металл, функционирующий как анод макропары, быстро разрушается, образуя протяженную "канавку". Таково объяснение причины и механизма локального разрушения нижней части труб при перекачке по ним содержащих двуокись углерода нефтеводогазовых эмульсий. Методы предотвращения этого вида локальной коррозии также должны быть нетрадиционными и исходить из рассмотренного механизма. Применение ингибиторов коррозии здесь малоэффективно, поскольку защитная пленка ингибитора будет непрерывно удаляться с металла. Замена малостойких в условиях углекислотной коррозии сталей на более стойкие неприемлема по технико-экономическим соображениям, поскольку протяженность сети нефтепроводов в Западной Сибири огромна. Задача предупреждения коррозии по нижней образующей трубы может быть решена только при учете гидравлических особенностей течения трехфазных потоков. Прежде всего уже на стадии проектирования обустройства таких месторождений или в процессе их эксплуатации необходимо заложить расчетно-уменьшенные диаметры нефтепроводных труб, в которых скорость движения нефтеводогазового потока поддерживалась бы на оптимальном уровне, то есть чтобы из нефтяных эмульсий не выделялась вода в качестве отдельной фазы. Если этого избежать нельзя, например, из-за высокой обводненности добываемой нефти, то необходимо предусмотреть в проекте разработки месторождения, при наступлении повышенной обводненности нефти, постоянный путевой сброс выпавшей на отдельных участках нефтепровода воды. Можно периодически удалять скапливающуюся в пониженных участках нефтепровода воду с помощью разделительных пробок и скребков. В НГДУ "Белозернефть" рассматриваемые коррозионные разрушения стали наблюдаться с г. При реконструкции диаметры трубопроводов рассчитывали исходя из максимальной их загрузки, то есть если бы в коллекторы поступала продукция всего действующего фонда добывающих скважин. Гидравлические параметры нефтесборных коллекторов НГДУ "Белозернефть" до реконструкции и после представлены в табл. Из этих данных следует, что гидравлический режим работы трубопроводов изменился: В результате режим движения из дисперсионного в гг. В момент прохождения "пробки" газа по участку трубопровода на нем возникает сильная вибрация. Периодичность прохождения газовых "пробок" может колебаться от за час до за минуту. При циклическом нагружении металла упруго-пластические деформации, локализованные в концентраторе напряжений, приводят к интенсивной локальной механо-химической коррозии и развитию коррозионно-усталостной трещины. Концентраторами напряжений могут быть малозаметные дефекты внутренней поверхности трубы: Коррозионные повреждения внутренней поверхности трубопровода вначале образуются по электрохимическому механизму, в дальнейшем они также могут выступать концентраторами напряжений. Подтверждение того, что такие скорости коррозии являются результатом коррозионной усталости металла Медведев видит в том, что самое большое число ускоренных коррозионных разрушений наблюдается на трубопроводах, в которые поступает продукция газлифтных скважин, и где чаще возникает пробковый режим течения, сопровождаемый вибрациями. При определенных соотношениях дебитов газа, жидкости и диаметра трубопровода пробковый режим течения может возникать на восходящих участках трубопроводов. Таким образом долговечность трубопроводов в данном случае следует повышать двумя способами: Колонии трещин, образовавшихся в результате коррозионного растрескивания трубопровода. К наиболее распространенным способам защиты трубопроводов от коррозионно-механического растрескивания относятся: Наружная стенка трубы расположена сверху. Эффективным методом защиты является ингибирование, так как ингибиторы тормозят процесс коррозионного зарождения трещин на поверхности металла. Кроме того, многие ингибиторы способны проникать в вершину зародившейся трещины и сдерживать ее развитие. Он должен не только существенно замедлять равномерную и локальную коррозию, но и эффективно подавлять зарождение и развитие коррозионно-усталостных трещин. Из других методов защиты реально осуществимым является термообработка труб. Однако режимы термообработки для конкретных видов труб должны выбираться с учетом особенностей коррозионной среды и механизма коррозии, характерных для конкретного месторождения. А это требует проведения дополнительных исследований. Участок термообработки нефтегазопроводных труб. Таким образом, механизм коррозии углеродистой стали в средах с СО2 чрезвычайно сложен. В зависимости от условий он может вести к общей или локальной коррозии, в том числе в форме язвы, питтинга, канавочной коррозии и коррозионного растрескивания. Поэтому, в зависимости от механизма процесса коррозии, должны быть применены соответствующие способы защиты. Оборудование, трубы, материалы для нефти и газа Внутренняя коррозия трубопроводов — причины, механизм и способы защиты. Внутренняя коррозия трубопроводов — причины, механизм и способы защиты В настоящее время на территории России эксплуатируется тыс. Виды коррозионных разрушений По механизму протекания различают химическую и электрохимическую коррозию. Температура и рН воды Рис. Зависимость интенсивности коррозии от рН и температуры воды Можно выделить 3 зоны: Зависимость скорости коррозии от минерализации воды Растворенные в воде соли являются электролитами, поэтому увеличение их концентрации до определенного предела повысит электропроводность среды и, следовательно, ускорит процесс коррозии. Давление Повышение давления увеличивает процесс гидролиза солей и увеличивает растворимость СО2. Структурная форма потока Относительные скорости течения фаз газа и жидкости в газожидкостных смесях ГЖС в сочетании с их физическими свойствами плотностью, вязкостью, поверхностным натяжением и т. Нанесение наружной изоляции С г. Зависимость числа отказов трубопроводов от объемов внедрения труб с защитными покрытиями Благодаря совместным усилиям науки и производства отказы трубопроводов в системе закачки сточных вод снизились в г. Казань ; - для парафинистых нефтей применяются трубы со специальным защитным покрытием, выдерживающем температуру эксплуатации до оС. Конструкция гибкой трубы Гибкие трубы состоят из внутренней полимерной камеры 1, армирующих слоев 2, наружной полимерной оболочки 3 и концевых соединений 4. Таблица 3 Затраты на прокладку 1 км трубопровода, тыс. Технологическая защита трубопроводов На нефтяных месторождениях преимущественное развитие получили однотрубные системы сбора продукции скважин. Принципиальная технологическая схема УПСВ Тепловского месторождения Продукция скважин из сборного трубопровода поступает в успокоительный трубопровод 1, где разделяется на 3 потока: Особенности коррозии трубопроводов в условиях Западной Сибири В Западной Сибири для нефтесборных трубопроводов большого диаметра характерны коррозионные разрушения в форме протяженных канавок, расположенных строго по нижней образующей труб. Разрушение нефтесборного трубопровода диаметром мм Этот трубопровод проработал в НГДУ Белозернефть 8 месяцев. Схема образования вихрей на волновой поверхности раздела фаз нефть-вода Часть присутствующих в водной фазе механических примесей карбонатов и сульфидов железа, песка и глины попадает во вращающиеся капли воды и участвует в постоянном гидроэрозионном воздействии на защитную пленку из карбонатов в нижней части трубы. Колонии трещин, образовавшихся в результате коррозионного растрескивания трубопровода К наиболее распространенным способам защиты трубопроводов от коррозионно-механического растрескивания относятся: Наружная стенка трубы расположена сверху Эффективным методом защиты является ингибирование, так как ингибиторы тормозят процесс коррозионного зарождения трещин на поверхности металла. Участок термообработки нефтегазопроводных труб Таким образом, механизм коррозии углеродистой стали в средах с СО2 чрезвычайно сложен. Почему могут спускать колеса авто смотрите тут kamael. Главная О сайте Работы для студентов нефтегаза Карта сайта Контакты. Газовая промышленность в России Влияние кольматации на продуктивность газоконденсатных скважин Карбонатные коллекторы Материальный баланс газовой залежи Абсорбционная очистка газа. Гидравлический разрыв пласта ГРП Техника и технология добычи нефти и газа Общие сведения о бурении нефтяных и газовых скважин Технология цементирования Системы и технология разработки нефтяных месторождений Буровые промывочные жидкости Конструкция и технические характеристики модулей УЭЦН Крепление скважин Направленное бурение скважин Сбор и внутрипромысловый транспорт скважинной продукции. RU - Все о добычи нефти и газа Rights Reserved. Внутреннее, Однослойное, мкм. Наружное, Двухслойное, 2,5 мм. Внутреннее, Однослойное, 4,5 мм. Наружное, Двухслойное, 1,5 мм Двухслойное, 2,2 мм Двухслойное, 2,0 мм Однослойное, 1,5 мм. Наружное, Двухслойное, 2,0 мм. Наружное, Двухслойное, 2,2 мм. Внутреннее, Однослойное, мкм Однослойное, мкм Однослойное, мкм. Эпоксидное порошковая краска Цинкоэтилсиликатное Стеклоэмалевое. Наружное, Трехслойное, 2,5 мм. Внутреннее, Однослойное, 5 мм. Внутреннее, Двухслойное, мкм. Наружное, Двухслойное, 1,2 мм. Наружное, Двухслойное, 1,0 мм. Земляные работы Сварка или монтаж Изоляционные работы Гидравлические испытания Стоимость трубы Катодная защита Оборудование для закачки ингибитора.
Рожистое воспаление этиология
Сколько сотрудников в гугле
Отказ от противотуберкулезной помощи 2015 образец
Наровчатские новости газета
Помощник воспитателя сменный график