RU2273789C2 - Method of providing durability of industrial pipelines - Google Patents
Method of providing durability of industrial pipelines Download PDFInfo
- Publication number
- RU2273789C2 RU2273789C2 RU2003129491/06A RU2003129491A RU2273789C2 RU 2273789 C2 RU2273789 C2 RU 2273789C2 RU 2003129491/06 A RU2003129491/06 A RU 2003129491/06A RU 2003129491 A RU2003129491 A RU 2003129491A RU 2273789 C2 RU2273789 C2 RU 2273789C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- pipeline
- gripping devices
- pipelines
- rotation
- pipe
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Pipeline Systems (AREA)
- Length Measuring Devices With Unspecified Measuring Means (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и предназначено для борьбы с коррозией нефтепромыслового оборудования, и может быть использовано для защиты внутренней поверхности трубопроводов от канавочного износа.The invention relates to the oil industry and is intended to combat corrosion of oilfield equipment, and can be used to protect the inner surface of pipelines from groove wear.
В нефтяной промышленности эксплуатируется обширная сеть трубопроводов для сбора продукции скважин, внутрипромысловой и межпромысловой перекачки сырой нефти. Характерной особенностью всех транспортируемых сред является их гетерогенность - наличие несмешивающихся жидкостей: воды и нефти, а также газа. Часто прокачиваемая жидкость содержит механические примеси, может вызывать отложение на стенках труб солей, парафина, асфальтенов. Практически на всех месторождениях добываемая продукция содержит один или несколько коррозионно-активных компонентов: сероводород, двуокись углерода, органические кислоты, йод, бром, сульфатвосстанавливающих бактерий. Многие сочетания этих условий способствуют износу трубопровода или создают опасные ситуации либо во всей системе, либо на отдельных участках.The oil industry operates an extensive network of pipelines for collecting well products, for infield and interfield pumping of crude oil. A characteristic feature of all transported media is their heterogeneity - the presence of immiscible liquids: water and oil, as well as gas. Often the pumped liquid contains mechanical impurities, can cause the deposition of salts, paraffin, and asphaltenes on the pipe walls. In almost all fields, the products produced contain one or more corrosive components: hydrogen sulfide, carbon dioxide, organic acids, iodine, bromine, sulfate-reducing bacteria. Many combinations of these conditions contribute to the wear of the pipeline or create dangerous situations either in the entire system or in individual sections.
Известно применение ингибиторов для защиты трубопроводов от внутренней коррозии (Дизенко Е.И. и др. Противокоррозионная защита трубопроводов и резервуаров. Учебник. - М.: Недра, 1978, 199 с.). Механизм защитного действия ингибиторов в основном заключается в образовании на поверхности металлов защитных пленок, с помощью которых осуществляется разделение агрессивных сред и внутренней поверхности трубопровода.It is known the use of inhibitors to protect pipelines from internal corrosion (Dizenko EI and other anticorrosive protection of pipelines and tanks. Textbook. - M .: Nedra, 1978, 199 S.). The mechanism of the protective action of inhibitors mainly consists in the formation of protective films on the surface of metals, with the help of which the separation of aggressive media and the inner surface of the pipeline is carried out.
Однако недостатком известных технологий является то, что применение ингибиторов требует строгое соблюдение определенной технологии и графика, кроме того, это дорогостоящая защита от коррозии, кроме того, эффект ингибиторной защиты значительно снижается, если в коллекторах имеются условия для отложения механических примесей, углеводородов и воды, диффузия ингибитора через эти отложения заметно тормозится, т.е. снижается эффект защиты. Развивается местная коррозия в виде язв, канавок, раковин.However, a disadvantage of the known technologies is that the use of inhibitors requires strict adherence to a certain technology and schedule, in addition, this is an expensive corrosion protection, in addition, the effect of inhibitory protection is significantly reduced if the collectors have conditions for the deposition of solids, hydrocarbons and water, inhibitor diffusion through these deposits is markedly inhibited, i.e. the protection effect is reduced. Local corrosion develops in the form of ulcers, grooves, shells.
Коррозионные поражения внутренней поверхности трубопроводов локализуются преимущественно вдоль нижней образующей.Corrosion damage to the inner surface of pipelines is localized mainly along the lower generatrix.
Также известно использование неметаллических, многослойных и армированных труб для предотвращения коррозии трубопроводов (Ясин Э.М. и др. Надежность магистральных трубопроводов. - М.: Недра, 1972, 182 с.).It is also known to use non-metallic, multilayer and reinforced pipes to prevent corrosion of pipelines (Yasin E.M. et al. Reliability of trunk pipelines. - M .: Nedra, 1972, 182 pp.).
При изготовлении многослойных конструкций стальные и пластиковые трубы соединяли отдельно в секции и отдельно испытывали. Затем пластиковую трубу вставляли в стальную, а пространство между ними заполняли цементом. Стыки между секциями изолировали муфтами.In the manufacture of multilayer structures, steel and plastic pipes were connected separately in sections and separately tested. Then the plastic pipe was inserted into the steel, and the space between them was filled with cement. Joints between sections were isolated with couplings.
Однако анализ возможных выходов из строя многослойного трубопровода показал, что при определенных условиях при целостности внешней пластиковой трубы могут происходить разрушения внутренней поверхности пластиковой трубы. Также не разработана технология проведения ремонтных работ.However, the analysis of possible failures of the multilayer pipeline showed that under certain conditions, with the integrity of the outer plastic pipe, destruction of the inner surface of the plastic pipe can occur. Also, the technology of repair work has not been developed.
Также известен способ механизированного ремонта изоляционного покрытия подземного магистрального нефтепровода путем вскрытия траншеи над нефтепроводом, очистки его от старой изоляции, нанесения нового изоляционного слоя и укладки трубы (А. св. 278319, МПК F 16 L 58/00, Е 02 f 1/00, 1970 - Прототип).Also known is a method of mechanized repair of the insulation coating of an underground oil pipeline by opening a trench above the oil pipeline, cleaning it from old insulation, applying a new insulation layer and laying the pipe (A. St. 278319, IPC F 16 L 58/00, E 02
Недостатками известного решения являются:The disadvantages of the known solutions are:
1. Известный способ не обеспечивает долговечности и безопасной эксплуатации промысловых трубопроводов, подверженных кановочному износу и не позволяет предотвратить износ трубы по нижней внутренней образующей трубопровода.1. The known method does not ensure the durability and safe operation of field pipelines susceptible to dangers and does not prevent the wear of the pipe along the lower inner generatrix of the pipeline.
2. Известный способ не позволяет производить поворот промысловых трубопроводов вокруг оси.2. The known method does not allow the rotation of the production pipelines around the axis.
Решаемая задача предлагаемым изобретением - создание более эффективной защиты промысловых трубопроводов, подверженных износу.The problem of the invention is the creation of more effective protection of field pipelines subject to wear.
Поставленная задача решается применением способа обеспечения долговечности промысловых трубопроводов, подверженных износу, путем вскрытия трубопровода, согласно изобретению первоначально вскрывают трубопровод в местах установки захватных устройств, при этом захватные устройства устанавливают на поверхности трубопровода на определенном расчетами расстоянии друг от друга, затем путем обжатия и передачи крутящего момента к заданным сечениям трубы одновременно или поэтапно трубопровод поворачивают относительно продольной оси на некоторый расчетный угол с учетом основных технологических параметров трубопровода.The problem is solved by using the method of ensuring the durability of field pipelines subject to wear by opening the pipeline, according to the invention, the pipeline is initially opened at the places of installation of the gripping devices, while the gripping devices are installed on the surface of the pipeline at a certain distance from each other, then by compression and transmission of torque moment to predetermined pipe sections at the same time or in stages the pipeline is rotated relative to the longitudinal axis to which is the calculated angle, taking into account the main technological parameters of the pipeline.
Существенными отличиями заявляемого технического решения являются:Significant differences of the proposed technical solution are:
1. Вскрытие трубопровода осуществляют в местах установки захватных устройств.1. The opening of the pipeline is carried out at the installation sites of the gripping devices.
2. Захватные устройства устанавливают на определенном расчетами расстоянии друг от друга.2. The gripping devices are installed at a distance determined by the calculations from each other.
3. Осуществляют поворот трубопровода относительно продольной оси на определенный расчетами угол, с определенный скоростью, учитывая основные технологические характеристики.3. Carry out the rotation of the pipeline relative to the longitudinal axis by the angle determined by the calculations, with a certain speed, taking into account the main technological characteristics.
Проведение предлагаемого профилактического поворота трубопроводов, подверженных канавочному износу, заключается в том, что трубопровод на пораженном участке поворачивается относительной продольной оси на некоторый угол φ. При этом имеющаяся канавка перемещается из зоны активного разрушения в зону, где нет условий для последующего углубления канавки, а неразрушенная часть стенки трубопровода оказывается у нижней образующей сечения. На Фиг.1 показано сечение трубопровода на пораженном участке: а) исходное положение; б) повернутое положение. 1 - труба, 2 - окалина и технические отложения, 3 - зона движения нефтяной фазы, 4 - зона движения водной фазы и механических примесей.Carrying out the proposed preventive rotation of pipelines subject to groove wear, consists in the fact that the pipeline in the affected area is rotated relative to the longitudinal axis by a certain angle φ. At the same time, the existing groove moves from the zone of active fracture to the zone where there are no conditions for the subsequent deepening of the groove, and the undamaged part of the pipeline wall appears at the lower generatrix of the section. Figure 1 shows the cross section of the pipeline in the affected area: a) the initial position; b) rotated position. 1 - pipe, 2 - scale and technical deposits, 3 - zone of movement of the oil phase, 4 - zone of movement of the aqueous phase and mechanical impurities.
Поворот трубопровода осуществляется силовыми механизмами (трубоукладчик, трактор и др.) с помощью захватных устройств, установленными на определенном расстоянии lм друг от друга и передающими крутящие моменты к заданным сечениям трубы. Фиг.2 - схема поворота трубопровода без разрезки: а) расположение поворотных механизмов, б) эпюра угла поворота.The rotation of the pipeline is carried out by power mechanisms (pipe layer, tractor, etc.) using grippers installed at a certain distance l m from each other and transmitting torques to given pipe sections. Figure 2 - diagram of the rotation of the pipeline without cutting: a) the location of the rotary mechanisms, b) the diagram of the angle of rotation.
Для установления захватного устройства роется котлован и очищается поверхность трубы от грунта. Размеры котлована зависят от диаметра трубопровода, глубины его заложения вида грунта и его плотности. Например, для трубопровода диаметром 325 мм, глубиной заложения в суглинках 80 см размеры котлована составляют: глубина - 140-150 см, сечение котлована на поверхности - 1,0-2,5 м, размеры основания - 0,3×0,4 м.To establish a gripping device, a pit digs and the surface of the pipe is cleaned of soil. The dimensions of the pit depend on the diameter of the pipeline, the depth of its laying, the type of soil and its density. For example, for a pipeline with a diameter of 325 mm, a laying depth of 80 cm in loams, the dimensions of the pit are: depth - 140-150 cm, the cross-section of the pit on the surface is 1.0-2.5 m, the base dimensions are 0.3 × 0.4 m .
Передача крутящего момента к поверхности трубопровода происходит за счет сил трения между фрикционными накладками захватного устройства и контактной поверхностью трубы. Поворот пораженного участка трубопровода может выполняться одновременно или последовательно, в зависимости от его длины и количества поворотных механизмов.The transmission of torque to the surface of the pipeline occurs due to friction between the friction plates of the gripper and the contact surface of the pipe. The rotation of the affected section of the pipeline can be performed simultaneously or sequentially, depending on its length and the number of rotary mechanisms.
По мере образования канавки и уменьшения толщины стенки до минимально возможной, определенной условием прочности, осуществляют поворот поврежденного участка трубопровода.As the groove is formed and the wall thickness decreases to the minimum possible, determined by the strength condition, the damaged section of the pipeline is rotated.
Угол поворота подбирается в зависимости от геометрических размеров канавки так, чтобы повернутое положение трубопровода исключило бы дальнейшее разрушение канавки.The rotation angle is selected depending on the geometrical dimensions of the groove so that the rotated position of the pipeline would exclude further destruction of the groove.
В зависимости от способа прокладки, параметров трубопровода, глубины заложения и грунтовых условий возможны следующие схемы для выполнения поворота:Depending on the laying method, pipeline parameters, laying depth and soil conditions, the following schemes are possible for turning:
- поворот без разрезки трубопровода - основной способ,- turning without cutting the pipeline is the main method,
- поворот с разрезкой в одном сечении,- rotation with cutting in one section,
- поворот трубопровода отдельными плетями.- turning the pipeline in separate lashes.
Порядок определения основных технологических параметров.The procedure for determining the main technological parameters.
Пример 1. На примере подземного трубопровода 325×7, проложенного в песчаном грунте, покажем последовательность определения основных технологических параметров при проведении поворота.Example 1. On the example of an
В зависимости от ширины канавки определяется максимально необходимый угол поворота трубопровода φmin, исключающий дальнейшее углубление канавки. В данном примере при ширине канавки до 35 мм минимальный угол поворота равен 25°.Depending on the width of the groove, the maximum required angle of rotation of the pipeline φ min is determined, excluding further deepening of the groove. In this example, with a groove width of up to 35 mm, the minimum rotation angle is 25 °.
По графическим зависимостям угла поворота и крутящего момента от длины трубопровода при его кручении определяем расстояние lm, на которое по обе стороны от поворачиваемого сечения распространяется угол поворота и крутящий момент. На фиг.3 и на фиг.4 представлены графики этих зависимостей. Фиг.3 - график зависимости φ-L для трубопровода с Dн=325. Фиг.4 - номограмма для определения крутящего момента Мкр в зависимости от длины поворачиваемого участка L. Максимальный начальный угол поворота φ0 определяется по графической зависимости угла поворота трубопровода от его длины L (см. фиг.3). При толщине стенки трубопровода 7 мм начальный угол поворота φ0=35°.From the graphical dependences of the rotation angle and torque on the length of the pipeline during its torsion, we determine the distance l m , on which the rotation angle and torque extend on both sides of the rotated section. Figure 3 and figure 4 presents graphs of these dependencies. Figure 3 is a graph of the dependence of φ-L for a pipeline with D n = 325. Figure 4 - nomogram for determining the torque M cr depending on the length of the rotated section L. The maximum initial angle of rotation φ 0 is determined by the graphical dependence of the angle of rotation of the pipeline on its length L (see figure 3). When the wall thickness of the pipe is 7 mm, the initial angle of rotation is φ 0 = 35 °.
По известным φ0 и φmin, используя графическую зависимость φ-L (см. фиг.3), находим расстояние между поворотными механизмами lм=100 м и длину поворачивающегося участка L=120 м.From the known φ 0 and φ min , using the graphical dependence φ-L (see Fig. 3), we find the distance between the turning mechanisms l m = 100 m and the length of the turning section L = 120 m.
По длине L, используя номограмму (см. фиг.4), определяем требуемый для выполнения поворота крутящий момент Мкр=125 кНм, передаваемый поворотными механизмами через захватное устройство к сечению трубопровода. Номограмма построена для труб различных диаметров и толщин стенок. Пунктирные линии номограммы ограничивают величину допускаемого крутящего момента по условию прочности.Along the length L, using the nomogram (see Fig. 4), we determine the torque M cr = 125 kNm required for turning, transmitted by the rotary mechanisms through the gripping device to the pipeline section. The nomogram is built for pipes of various diameters and wall thicknesses. The dotted lines of the nomogram limit the amount of permissible torque according to the strength condition.
Зная величину Мкр, из графика (см. фиг.5) определяем давление обжатия в захватном устройстве р=8,2 МПа. Фиг.5 - график зависимости р-Мкр.Knowing the value of M cr , from the graph (see figure 5) we determine the compression pressure in the gripper p = 8.2 MPa. Figure 5 is a graph of the dependence p-M cr .
Таким образом, предлагаемый способ поворота трубопровода вокруг своей оси, по мере образования канавки с учетом его остаточной прочности, позволяет распределить износ внутренней поверхности стенки трубы равномерно по сечению и в зависимости от ширины канавки увеличить срок безопасной эксплуатации трубопровода в 2-3 и более раз, равный числу возможных его поворотов.Thus, the proposed method of turning the pipeline around its axis, as the groove is formed taking into account its residual strength, allows you to distribute the wear of the inner surface of the pipe wall evenly over the cross section and, depending on the width of the groove, increase the period of safe operation of the pipeline by 2-3 times or more, equal to the number of possible turns.
Экономический эффект от внедрения предложенного способа составляет 60-72% на 1 км трубопровода по сравнению с традиционным ремонтом, при этом эффект его применения тем выше, чем больше протяженность трубы.The economic effect of the implementation of the proposed method is 60-72% per 1 km of the pipeline compared to traditional repairs, while the effect of its application is higher, the greater the length of the pipe.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2003129491/06A RU2273789C2 (en) | 2003-10-02 | 2003-10-02 | Method of providing durability of industrial pipelines |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2003129491/06A RU2273789C2 (en) | 2003-10-02 | 2003-10-02 | Method of providing durability of industrial pipelines |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2003129491A RU2003129491A (en) | 2005-03-27 |
| RU2273789C2 true RU2273789C2 (en) | 2006-04-10 |
Family
ID=35560254
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2003129491/06A RU2273789C2 (en) | 2003-10-02 | 2003-10-02 | Method of providing durability of industrial pipelines |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2273789C2 (en) |
-
2003
- 2003-10-02 RU RU2003129491/06A patent/RU2273789C2/en not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| ЛУТОШКИН С.Г. "Сбор и подготовка нефти, газа и воды", Москва, Недра, 1979, стр.130). * |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2003129491A (en) | 2005-03-27 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Drumond et al. | Pipelines, risers and umbilicals failures: A literature review | |
| Farh et al. | A comprehensive review of corrosion protection and control techniques for metallic pipelines | |
| Kang et al. | Status of wax mitigation technologies in offshore oil production | |
| WO2011119256A1 (en) | Sealed pipe joint | |
| US20060017280A1 (en) | Pipe repair system and device | |
| AU2010209727B2 (en) | Double layer conduit | |
| US20020038954A1 (en) | Protected welded joint for fluid transport pipes and its manufacturing process | |
| RU2273789C2 (en) | Method of providing durability of industrial pipelines | |
| Lahiri et al. | Material selection and performance in oil and gas industry | |
| Cheldi et al. | Use of spoolable reinforced thermoplastic pipes for oil and water transportation | |
| CN104930300A (en) | Pipe end anti-corrosive sealing structure of anti-corrosive oil pipe | |
| US5125847A (en) | Coupling device for pipeline heating system | |
| RU2448297C2 (en) | Protection method of weld joint of pipes with inner coating against corrosion | |
| RU2240468C1 (en) | Coupling for pipeline repairing and mounting method therefore | |
| Kehr et al. | FBE, a foundation for pipeline corrosion coatings | |
| Roche | An experience in offshore pipeline coatings | |
| RU2693954C1 (en) | Pipeline underwater crossing repair method | |
| RU2714021C2 (en) | Method of trenchless sanitization of worn-out pipelines | |
| RU2247278C2 (en) | Permanent dielectric coupling joint | |
| WO2013144593A1 (en) | Pipe joint and method of sealing/testing | |
| Pretorius | New Application Technology for Internal Pipeline Coatings In-Situ Pipeline Protection using Pigging Techniques | |
| CN112975279A (en) | Double-layer welding method for non-reducing metal anti-corrosion pipe | |
| US10982508B2 (en) | Pipeline insulated remediation system and installation method | |
| CN110594498B (en) | Method for upgrading pipeline | |
| Potì et al. | Use of Horizontal Drilling and Thruster Technologies for a Fast-Track Repair of a Pipeline in Nikaitchuq Oil Field-Alaska |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20051003 |