Целью данной статьи является освещение проблемы разработки новых технологических решений обустройства кустовых площадок месторождений в Тюменской области. Авторами определяются возможность и целесообразность использования сильфонных компенсаторов на одном из участков нефтепровода. Основными источниками деформации трубопровода являются изменения температур транспортируемой и окружающей сред, механические воздействия, а также вибрационные нагрузки от работающего оборудования и скорости потока транспортируемой среды. В статье предоставлены результаты расчёта и подбора сильфонных компенсаторов, а также требования к их установке.
Ключевые слова: сильфонные компенсаторы, компенсирующая способность, расчет компенсаторов
The purpose of this article is to discuss the problem of development of new technological solutions to arrange cluster well pads in Tyumen region. The authors define the possibility and expediency of expansion bellows use of at one of the pipeline sections. The main reasons of pipeline strains are temperature change of the transported and ambient environments, mechanical impact, operating equipment vibration and the transported media flow speed as well. The article provides with the results of calculation and selection of bellows expansion joints, as well as requirements for their installation.
Keywords: expansion bellows, the compensating capacity, the calculation of compensators
При проектировании, строительстве и эксплуатации трубопроводов возникает проблема постоянно напряженно-деформированного состояния его элементов, зависящее от многих факторов, что снижает степень надёжности и срок службы всей трубопроводной системы.
В настоящее время эта проблема является очень актуальной и до конца не решенной. Устранение подобных негативных воздействий решает установка гибких элементов, которые предотвращают разрушение трубопроводных систем. Иными словами, используют компенсаторы — это специальные инженерные устройства для возмещения или уравновешивания влияния различных факторов на работу системы, машины или механизма [1].
Сильфонные компенсаторы, принятые во всём мире, являются наиболее эффективным способом снижения нагрузки в трубопроводных системах за счёт поглощения деформации гибкой мембраны, состоящей из одного или более гофров (см. рис. 1). Их применение позволяет воспринимать значительные линейные (вдоль оси трубы), угловые и боковые перемещения трубопроводов. При этом необходимо строго соблюдать рекомендации предприятий изготовителей по их установке на трубопроводе [2].
Рис. 1. Сильфонный компенсатор
Стальные сильфонные компенсаторы изготовляются со следующим параметрами:
– Условный диаметр от 40 до 6000 мм.
– Температура эксплуатации: от -270 ºC до +600 ºC.
– Давление: от абсолютного вакуума до 100 бар.
Вид рабочей среды влияет на материал, используемый для производства сильфона, поскольку материал должен быть устойчивым по отношению к среде. В случае, если рабочая среда имеет тенденцию к затвердеванию или сгущению, должны быть приняты необходимые меры по предотвращению этого. Засорение сильфона отрицательно сказывается на его работе. Решением подобной проблемы может быть внутренний патрубок (гильза). Основные параметры и характеристики проводимой среды приведены в таблице 1 [1].
Таблица 1
|
Проводимая среда |
Температура проводимой среды, К (°С) |
Скорость проводимой среды, м/с |
|
|
без направляющего патрубка |
с направляющим патрубком |
||
|
Нефть, нефтепродукты |
723 (450) |
до 8 |
свыше 8 |
|
Вода пресная |
423 (150) |
||
|
Газ, природный газ, пар |
773 (500) |
до 20 |
свыше 20 до 80 |
В данной статье авторами проанализирована возможность замены существующего П-образного компенсатора на прямолинейном участке куста скважин сильфонным (см. рис.1). На месторождении осуществляется добыча, ингибирование и замер нефтегазожидкостной смеси, поддержание пластового давления системой ППД. Основные технологические показатели по кусту:
– добыча жидкости (максимальная), тыс.т/год288,3;
– добыча нефти (максимальная), тыс.т/год141,2;
– закачка воды (максимальная), тыс.т/год319,4;
– рабочее (расчетное) давление нефтегазосборных сетей, МПа2,8 (4,0);
– рабочее (расчетное) давление высоконапорного водовода, Мпа19,0 (20,5)
– газовый фактор, м3/т27
Рис. 2. П-образный компенсатор
В административном отношении объект расположен на юге Тюменской области. Климатическая характеристика района проектирования принята, согласно [4]. Недостающие характеристики приведены по метеостанции Демьянское. Зона проектирования относится к IВ климатическому подрайону для строительства. Климатические параметры:
– температура воздуха наиболее холодной пятидневки — минус 40 °С (обеспеченностью 0,92);
– температура воздуха наиболее холодных суток — минус 47 °С (обеспеченностью 0,98);
– расчетное значение веса снегового покрова для IV снегового района — 240 кгс/м2;
– нормативное значение ветрового давления для I ветрового района — 23 кгс/см2;
– ко II району по толщине стенки гололеда (С=15 мм);
– зона влажности нормальная.
Многолетняя среднегодовая температура воздуха — минус 0,7 °С (Демьянское). Самым холодным месяцем в году является январь, со среднемесячной температурой — минус 23,0 °С, самым теплым месяцем — июль со среднемесячной температурой — 17,2 °С
Средняя годовая скорость ветра равна 2,0 м/с, наибольшая среднемесячная 2,6 м/с наблюдается в мае. Максимальные скорости ветра 20 м/с отмечались в декабре, порывы ветра достигали 28 м/с, отмечались в июне [4].
Основные показатели проектируемых трубопроводов приняты на основании исходных данных с учётом перспективы и существующего положения представлены в таблице 2 и являются промысловыми трубопроводами [6].
Таблица 2
|
Наименование трубопровода |
Диаметр трубопровода, мм |
Рmax (возможное), кгс/см2 |
Длина, м |
Материал трубы |
|
Нефтегазосборный трубопровод одиночная скважина |
89х10 |
200,0 |
2267,2 |
13ХФА |
Основные физико-химические свойства приведены в таблицах 3 и 4.
Таблица 3
|
Показатель |
Значения |
|
Температура застывания нефти, °С |
-5 |
|
Плотность при 20 °С, кг/м3 |
886,5 |
|
Вязкость, МПа*с при 20 °С |
43,49 |
|
Газовый фактор м3/т |
27 |
|
Массовое содержание, % серы смолсиликагелевых асфальтенов парафинов |
1,10 11,83 2,87 2,30 |
Таблица 4
|
Показатель |
Среднее значение |
|
Плотность воды, кг/м3 — в стандартных условиях |
1016 |
|
Химический состав воды, (мг/л)/(мг.экв/л) Na+ + K+ Ca+2 Cl – HCO3- Mg+2 |
5024/218,6 649/32,4 6614/243 963,8/15,8 93/7,7 |
|
Общая минерализация, мг/л |
15350 |
|
Водородный показатель, (рН) |
7,1 |
Нефтегазосборный трубопровод рассчитан из условия максимального начального давления на скважинах — 2,8 МПа и конечного давления на точке врезки в общий трубопровод — 2,5 МПа на среднюю температуру перекачиваемой смеси при условиях транспорта плюс 30 °С, газовый фактор 27 м3/т, обеспечения оптимальных скоростей потока и заданного перепада давления [5]. Исходные данные и результаты гидравлического расчёта на максимальную вязкость приведены в таблице 5.
Таблица 5
|
Данные по участкам |
Давление, кгс/см2 |
||||||||
|
Наименование участка |
Расход (т/сут) |
Длина (м) |
Диаметр (мм) |
Толщина стенки (мм) |
Скорость потока (м/с) |
Начало |
Конец |
Перепад |
|
|
Смеси |
Жидкости |
||||||||
|
Куст скважин |
29,9 |
2267,2 |
89 |
10 |
0,13 |
0,10 |
28,4 |
26,8 |
1,6 |
Первым шагом для решения вопроса компенсации температурных перемещений нефтепровода является определения номинального давления по формуле:
, атм(1)
где
— рабочее давление в нефтепроводе, принятое равным 27,635 атм.;
— температурный коэффициент, при температуре рабочей среды 30°С принимаем равным 1.
, атм. (округляем до полного номинального давления)
, атм.
Следующим шагом является определение теплового расширения согласно формуле:
, мм(2)
где 
— коэффициент теплового расширения, при данной стали нефтепровода принимаем равным 0,0115 мм/(м·0С);
— разница между максимальной и минимальной рабочей температурой, °С;
— длина рассматриваемого участка трубопровода, принимается равной 7,1м
мм
Определяем длину предварительного растяжения и сжатия сильфонных компенсаторов (см.рис. 2), по формулам:
, мм(3)
, мм(4)
где 
— тепловое расширение трубы, мм;
— температура при монтаже, принимаем равной 20 °С;
— минимальная температура, °С [4];
— максимальная температура, принимаем равной 30 °С.
Рис. 3. Предварительное растяжение и сжатие
Очень важно обеспечить такие условия, чтобы осевые сильфоны не пережимались при максимальной рабочей температуре и не перетягивались при минимальной рабочей температуре.
мм
мм
Для трубопроводов, переносящих сырую нефть, например, разгрузочных или принимающих, необходимо учитывать наличие сульфидов в нефти. Нержавеющая сталь тоже вполне пригодна [8].
При монтаже сильфонных компенсаторов на трубопроводе допустимо использовать только один компенсатор между двумя неподвижными опорами. Использование направляющих опор необходимо для обеспечения правильной передачи перемещения на сильфоны и предотвращения трубопроводов от изгибов от изгибов и выпучивания.
Компенсатор может устанавливаться в середине (см. рис. 3) или в крайнем положении прямого участка трубопровода (см. рис. 4). При этом расстояние от сильфонного компенсатора до неподвижной и первой направляющей опор должно ровняться L1=4D трубопровода. Расстояние между первой и второй направляющими составляет L2=14D трубопровода
Рис. 4. Компенсатор в середине прямого участка трубопровода
Рис. 5. Компенсатор в крайнем положении прямого участка трубопровода
Подбор сильфонного компенсатора для исходного участка производился при помощи программы «СТАРТ», расчёты которой основаны на [9]. По результатам расчёта был принят сдвиговой компенсатор с линейным коэффициент податливости 32 мм/кгс и допустимый боковой ходом 20 мм. Также приведена схема установки сильфонного компенсатора (см. рис. 5), сведения о нагрузках на крепления и оборудование при рабочем состояние, напряжения трубопровода согласно [9], перемещения трубопровода и его усилия в рабочее в таблицах 6, 7, 8 и 9.
Рис. 6. Расчётная схема установки сильфонного компенсатора
Таблица 6
|
Номер узла |
Силы вдоль глобальной оси, (кгс) |
Моменты вокруг глобальной оси, (кгс·см) |
||||
|
X |
Y |
Z |
X |
Y |
Z |
|
|
1 |
-61.10 |
0 |
-20.30 |
0 |
463.68 |
0 |
|
2 |
1.10 |
0 |
-3.80 |
0 |
0 |
0 |
|
3 |
26.30 |
0 |
-87.90 |
0 |
0 |
0 |
|
5 |
23.30 |
0 |
-77.80 |
0 |
0 |
0 |
|
6 |
10.20 |
0 |
-34.10 |
0 |
0 |
0 |
Таблица 7
|
Элемент |
Начальный конечный узел |
Напряжения, (кгс/кв.см) |
Расчётные сопротивления, (кгс/кв.см) |
Примечание |
||||
|
кольцевые |
продольные приведен. |
мин. главное |
эквива-лентное |
R1 |
R2 |
|||
|
Участок |
1 |
106.26 |
50.67 |
40.18 |
92.93 |
2012.90 |
1850 |
|
|
2 |
106.26 |
50.67 |
43.16 |
92.56 |
2012.90 |
1850 |
||
|
Участок |
2 |
106.26 |
50.72 |
43.21 |
92.56 |
2012.90 |
1850 |
|
|
3 |
106.26 |
50.72 |
-10.62 |
111.95 |
2012.90 |
1850 |
||
|
Участок |
3 |
106.26 |
51.78 |
-9.56 |
111.35 |
2012.90 |
1850 |
|
|
4 |
106.26 |
51.78 |
1.77 |
105.39 |
2012.90 |
1850 |
||
|
Участок |
4 |
106.26 |
51.78 |
1.77 |
105.39 |
2012.90 |
1850 |
|
|
5 |
106.26 |
51.78 |
-9.51 |
111.32 |
2012.90 |
1850 |
||
|
Участок |
5 |
106.26 |
52.72 |
-8.57 |
110.79 |
2012.90 |
1850 |
|
|
6 |
106.26 |
52.72 |
24.89 |
96.26 |
2012.90 |
1850 |
||
|
Участок |
6 |
106.26 |
53.13 |
25.30 |
96.14 |
2012.90 |
1850 |
|
|
7 |
106.26 |
53.13 |
53.13 |
92.02 |
2012.90 |
1850 |
||
Таблица 8
|
Номер узла |
Перемещение вдоль глобальной оси, (мм) |
||
|
X |
Y |
Z |
|
|
1 |
0 |
0 |
0 |
|
2 |
0.1 |
0 |
0 |
|
3 |
0.3 |
0 |
0 |
|
4 |
0.6 |
0 |
-0.8 |
|
5 |
0.8 |
0 |
0 |
|
6 |
1 |
0 |
0 |
|
7 |
1.1 |
0 |
-0.3 |
Таблица 9
|
Элемент |
Начальный Конечный узел |
Силы вдоль оси, (кгс) |
Моменты вокруг оси, (кгс·см) |
||||
|
X |
Y |
Z |
X |
Y |
Z |
||
|
Участок |
1 |
61 |
0 |
20.30 |
0 |
-463.68 |
0 |
|
2 |
-61 |
0 |
4.30 |
0 |
-331.89 |
0 |
|
|
Участок |
2 |
59.90 |
0 |
-0.60 |
0 |
331.89 |
0 |
|
3 |
-59.90 |
0 |
38.70 |
0 |
2711.65 |
0 |
|
|
Участок |
3 |
33.60 |
0 |
49.20 |
0 |
-2711.65 |
0 |
|
4 |
-33.60 |
0 |
0 |
0 |
-2210.73 |
0 |
|
|
Участок |
4 |
33.60 |
0 |
0 |
0 |
2210.73 |
0 |
|
5 |
-33.60 |
0 |
49.20 |
0 |
2709.29 |
0 |
|
|
Участок |
5 |
10.20 |
0 |
28.60 |
0 |
-2709.29 |
0 |
|
6 |
-10.20 |
0 |
9.50 |
0 |
1230.24 |
0 |
|
|
Участок |
6 |
0 |
0 |
24.60 |
0 |
-1230.24 |
0 |
|
7 |
0 |
0 |
0 |
0 |
-0.03 |
0 |
|
По результатам расчёта можно сделать вывод, что использование сильфонного компенсатора вместо существующего П-образного компенсатора на прямолинейном участке куста скважин позволяет:
- Уменьшить металлоёмкость нефтепровода, тем самым снизить экономические показатели при монтаже
- Улучшить гидравлические сопротивления участка при рабочих параметрах
- Осуществлять небольшие боковые и угловые перемещения, что улучшает компенсирующую способность
Литература:
1. Сильфонные металлические компенсаторы. Материал подготовлен техническим специалистом ООО «Кронштадт»
2. ГОСТ 32569–2013 «Трубопроводы технологические стальные. Требования к устройству и эксплуатации на взрывопожароопасных и химически опасных производствах»
3. Наладка и эксплуатация водяных тепловых сетей: Н 23 Справочник/В. И. Манюк, Я. И. Каплинский, Э. Б. Хиж и др.—3-е изд., перераб. и доп.—М.: Стройиздат, 1988.— 432 е.: ил.— ISBN 5–274–00048–7
4. СП 131.13330.2012 Строительная климатология. Актуализированная редакция СНиП 23–01–99*
5. УНГ-7201/14-П-012.003.000-ИОС7–02-СОД-001 «Проектная документация. Раздел 5. Сведения об инженерном оборудовании, о сетях инженерно-технического обеспечения, перечень инженерно-технических мероприятий, содержание технологических решений».
6. ВСН 51–3-85 «Нормы проектирования промысловых стальных трубопроводов»
7. РД 39–132–94 «Правила по эксплуатации, ревизии, ремонту и отбраковке нефтепромысловых трубопроводов»
8. Коммерческий представитель в РОССИИ ЗАО «Теплосервис», г. Тула
9. СНиП 2.05.06–85* «Магистральные трубопроводы»
10. Программа «СТАРТ»
11. ВСН 012–88. «Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Контроль качества и приемка работ»
