Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение
«Национальный исследовательский Томский политехнический Университет»
по дисциплине: История нефтегазопромыслового дела
1. ПРОМЫСЛОВЫЕ НЕФТЯНЫЕ ТРУБОПРОВОДЫ
2. ВИДЫ ТРУБ
3. ПРЕДЛОЖЕНИЯ И РАЗРАБОТКИ
4. ПРОГРАММНЫЙ КОМПЛЕКС ДЛЯ ПРОЕКТИРОВАНИЯ МАГИСТРАЛЬНЫХ И ПРОМЫСЛОВЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ
Человечеству с древнейших времен интересна нефть. Нефть — это топливо, которое правит миром. Добыча этого природного ресурса прошла определенную эволюцию от сбора с поверхности мест, где она вырывалась наружу, до высокотехничных способов добычи с глубин океана. В середине девятнадцатого века в США началось активное бурение скважин — это и стало началом «нефтяной эры». Хотя запасы ее стремительно сокращаются, наличие нефти на определенных территориях становится причиной различных конфликтов и посягательств со стороны других государств. Российская Федерация является активным добытчиком нефти и имеет большое влияние на экономики других стран. Поэтому и не только поэтому нефть получила особое значение в современном мире, ведь не зря за ней закрепилось выражение — «черное золото». В настоящее время на рынке нефти продажу осуществляют множество государственных и частных компаний.
Перед продажей нефть квалифицируется по видам в зависимости от месторождения и основных принятых в отрасли показателей. Она разделяется на легкую, среднюю и тяжелую, исходя из этого происходит деление на марки, которые и котируются на рынке. Вообще в мире существует огромное количество марок нефти. Но касательно РФ, основные поставляемые марки — это Urals (тяжелая нефть), она же самая покупаемая, Rebco и Siberian Light.
1. Промысловые нефтяные трубопроводы
Промысловые нефтяные трубопроводы предназначены для того, чтобы перегонять нефть непосредственно от скважин к различным объектам в границах промысла. Они разделяются на несколько видов по разным параметрам: по рабочему давлению (высокое, среднее и низкое), способу прокладки (подземные или надземные, наземные или подводные), по схеме работы (без ответвлений или с ответвлениями), по типу напора (напорные или безнапорные).
Кроме того, трубопроводы на промыслах делятся на выкидные линии и сборные коллекторы.
Выкидные линии откачивают сырье из скважин и транспортируют его до замерной установки. Диаметр труб варьируется от 75 до 150 мм, а длина, в зависимости от устройства промысла, бывает более 4 километров.
Нефть, природный и попутный нефтяной газ и каменный уголь
... крекинге нефти образуются непредельные углеводороды, которые находят широкое применение в промышленном органическом синтезе Природный и попутный нефтяной газы Природный газ. В состав природного газа входит в основном метан (около 93%). Кроме метана природный газ содержит еще и ...
Сборные коллекторы нефти перегоняют «черное золото» дальше к установке подготовки нефти, где из сырья удаляются вещества, которые замедляют движение (вода, газы, минеральные соли).
После обработки нефть становится легче.
Промысловые нефтепроводы бывают самотечные, напорно-самотечные, свободно-самотечные, а так же безнапорные. Все это обусловливается рельефом — если от скважины идет уклон, то, конечно, незачем устанавливать насосы, достаточно одного, который непосредственно выкачивает сырье. Однако рельеф на промысле бывает неодинаков — и тогда трубопровод может быть комбинированным — один участок самотечный, другой — напорно-самотечный (следует заметить, что в напорно-самотечном трубопроводе течет только нефть, газа там нет, а в свободно-самотечных и безнапорных газ и нефть движутся раздельно).
Для того чтобы увеличить скорость движения нефти, понижают ее вязкость за счет подогрева. Это достигается путем ввода в сырье поверхностно-активных веществ. Так же можно увеличить пропускную способность нефтепровода, при помощи дополнительных насосов или проложив параллельный нефтяной коллектор, называемый лупингом.
Кроме того, на промыслах есть сеть трубопроводов, которые обеспечивают нормальную работу, как и на любом предприятии. Например, для нагнетания воды в скважины, чтобы поддержать пластовое давление. А промысловые ингибиторопроводы подают реагенты в нефтяные скважины. Например, деэмульгаторы, которые не позволяют закупорить пласт. Эта сеть и есть нефтяные технологические трубопроводы, о которых упоминалось выше.
Так, по нефтепроводам сырье начинает свой путь от скважины и дальше, до нефтеперерабатывающего завода. Следующим этапом продвижения нефти будут магистральные нефтепроводы, которые и доставляют продукт до нефтебаз. С этих нефтебаз осуществляется транспортировка нефтепродуктов уже непосредственно для конечного использования.
2. Виды труб
нефтяной трубопровод коррозионный промысловый
Магистральные нефтепроводы и нефтепродуктопроводы имеют четыре класса — это зависит от условного диаметра труб:
- четвертый класс — до 300мм.
Стальные трубы применяют в трубопроводах, работающих при значительных внутренних давлениях, а также при укладке их в макропористых грунтах, в сейсмических районах, по мостам и эстакадам и при устройстве дюкеров
Существенным недостатком стальных труб является их подверженность коррозии, которая ведёт к огромной бесполезной трате металла, сокращению срока службы трубопроводов, увеличивает шероховатость внутренний поверхности стенок труб, что сопряжено с дополнительными затратами энергии на подачу жидкости. Таким образом, коррозия труб вызывает увеличение как строительных, так и эксплуатационных расходов в системах транспортировки жидкостей.
Для защиты от коррозии внешней поверхности стенок трубы долгие годы изменялись различные типы битумных покрытий. В настоящее время используется обмотка различными типами полимерных плёнок как в полевых так и в заводских условиях.
Для предохранения внутренней поверхности труб от коррозии применяют различные виды покрытий: цементно-песчаные, лаковые, эпоксидные, эмалевые и д.р. Одни из них имеют ограниченную область применения, а цементно-песчаные, например, обуславливают значительное уменьшение площади поперечного сечения, что приводит к увеличению гидравлических сопротивлений и снижению пропускной способности труб.
Теоретические аспекты устройства электрохимической защиты трубопроводов ...
... 1. ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ АСПЕКТЫ УСТРОЙСТВА ЭЛЕКТРОХИМИЧЕСКОЙ ЗАЩИТА ТРУБОПРОВОДОВ ОТ КОРРОЗИИ И ПЛАНОВ ЛОКАЛИЗАЦИИ И ЛИКВИДАЦИИ АВАРИЙ коррозия трубопровод стальной подземный Техническое обслуживание ... труб может устанавливаться эксплуатационной организацией самостоятельно. Электрохимическая защита должна обеспечивать в течение всего срока эксплуатации непрерывную по времени катодную поляризацию газопровода ...
Технические характеристики покрытия труб представлены в Приложении 3.
Трубы нефтегазопроводные и общего назначения диаметром 114 — 530 мм применяются для строительства нефтегазопроводов, нефтепродуктопроводов, технологических и промысловых трубопроводов, в том числе, в районах Сибири и Крайнего Севера, водопроводов, систем отопления, конструкций различного назначения; обустройства газовых и нефтяных месторождений (см. Приложение 1).
Электросварные прямошовные (одно- и двухшовные) трубы диаметром от 508 до 1420 мм с толщиной стенки от 7 до 48 мм для магистральных газонефтепроводов, нефтепродуктопроводов и подводных трубопроводов. Изготавливаются из сталей классов прочности от К38 до К65 на рабочее давление до 250 атмосфер методом UOE и JCOE — формовки и автоматической дуговой сварки под слоем флюса. Освоено производство труб классов прочности К52-К65 для строительства газопроводов в северной климатической зоне с температурой эксплуатации до минус 60°С, промысловых трубопроводов повышенной коррозионной стойкости и хладостойкости, трубопроводов для транспортировки нефтегазопродуктов с повышенным содержанием сероводорода.
По требованию потребителя завод поставляет трубы с наружным трёх- или двухслойным антикоррозионным полиэтиленовым или пропиленовым покрытием, покрытием под обетонирование, внутренним гладкостным или антикоррозионным покрытием.
Продукция комплекса полностью соответствует требованиям отечественных и международных стандартов на магистральные газонефтепроводные трубы, а также требованиям действующих СНиПов и СП, в том числе СНиП 2.05.06-85 и СП 34-101-98.
Трубы также аттестованы Американским нефтяным институтом по стандарту API Spec 5L.
Информация о трубах представлена в Приложении 2.
3. Предложения и разработки
Коррозия нефтепромысловых трубопроводов представляет серьезную экономическую и экологическую проблему, нанося громадный ущерб нефтедобытчикам, окружающей среде и здоровью людей.
Применяемые до сих пор в нефтедобывающей отрасли трубопроводы из углеродистой и низколегированной стали подвержены интенсивному коррозионному износу и вследствие этого имеют очень низкий эксплуатационный ресурс, исчисляемый месяцами при наличии «язвенной» коррозии. Поэтому защита нефтепромысловых трубопроводов от коррозии является задачей важной и актуальной.
С практической и экономической точки зрения одним из наиболее простых в применении способов защиты стальных трубопроводов от внутренней и наружной коррозии является использование стальных труб с внутренней и наружной футеровкой полиэтиленовыми трубами.
ОАО «Первоуральским новотрубным заводом» (ПНТЗ) и ООО «Инженерно-производственным центром» (ИПЦ) был выполнен комплекс научно-исследовательских и конструкторских работ по созданию и внедрению промышленных технологий производства и монтажа футерованных полиэтиленом нефтепромысловых трубопроводов диаметром 57ё325мм, что позволило при их использовании полностью решить проблему коррозии трубопроводов для систем поддержания пластового давления и добычи нефти в разных нефтедобывающих регионах России.
Назначение и устройство технологических трубопроводов нефтебаз
... для стальных трубопроводов. В общем случае категория трубопровода устанавливается проектом, при этом определяющим является тот параметр трубопровода, который требует отнесения его к наибольшей категории. 2. Назначение и устройство технологических трубопроводов нефтебаз Трубопровод ...
Разработанный заводом способ футерования стальных труб трубами из полиэтилена базируется на релаксационном характере относительно небольшой холодной деформации полиэтиленовых труб.
Монтаж нефтепромысловых трубопроводов осуществляется с использованием уникальной бессварочной технологии при помощи неразъемного муфтового соединения труб, выполняемого методом холодного волочения муфты через сужающую фильеру на специализированном оборудовании.
Для примера, можно привести коррозию металла труб на трубопроводах повышения пластового давления Западного — Тэбукского нефтяного месторождения Республика Коми и пути их повышения и надёжности. В 2002 году на трубопроводах частота аварий составило 19,45 штук/км в год.
ООО «ИПЦ» произвёл замену стальных трубопроводов на Западного — Тэбукском нефтяном месторождении Республика Коми на трубопроводы, футерованные полиэтиленовыми трубами с общей протяжённостью около 44 км. Первые трубопроводы были проложены 5,5 лет тому назад. За время эксплуатации трубопроводов из стальных труб с протяжённостью 44 км должно было бы произойти более 2600 аварий . Трубопроводы находятся в безаварийной эксплуатации.
Для нужд нефтедобычи освоено производство стальных футерованных труб по ТУ14-ЗР-63-2002 и ТУ размерами 57×3,5-6 мм, 76×3-8 мм, 89х2-10мм, 108×4-10 мм, 114×4-12 мм, 133×5-12 мм, 159×6-14 мм, 168×6-14 мм, 219×8-20 мм, 273х8 мм и 325х8 мм.
Эксплуатационная надежность и долговечность трубопроводов из труб, футерованных полиэтиленовыми трубами, обеспечивающим коррозионную защиту стальной трубы в течение 30-50 лет, зависят главным образом от конструкций, применяемых соединений и технологии монтажа. Соединения кроме необходимых прочностных характеристик, соответствующих давлению в трубопроводах, должны обладать коррозионной стойкостью, не меньшей чем основная труба.
Для монтажа футерованных трубопроводов была разработана конструкция технология исполнения бессварочного муфтового соединения типа «механический замок».
Герметичность и прочность соединения обеспечиваются силами трения по площади контакта внутренней поверхности муфты и наружной поверхности стальной трубы и прочностью на срез замков, зависящей от утолщений по концам муфт, толщины стенок трубы и муфты, а также марки сталей, из которых изготовлены трубы и муфты. В каждом конкретном случае в зависимости от эксплуатационного давления в трубопроводе производится расчет геометрических размеров элементов соединения (как правило, на максимальное давление, на которое рассчитана труба).
Для монтажа трубопроводов в полевых условиях разработана поточная, автономная мобильная линия, которая позволяет вести монтаж трубопроводов в любых климатических условиях.
1. В качестве защиты от коррозии трубопроводов на нефтепромыслах в футерованной трубе используются трубы из полиэтилена, обладающего универсальной химической стойкостью к любым агрессивным средам, которые могут встретиться при нефтедобыче или применяться в ней.
2. Механическая прочность футерованных трубопроводов определяется прочностью стальных труб, надежно защищенных от коррозии. При расчетах на прочность и долговечность отпадает необходимость введения поправок на толщину стенки по коррозии, что снижает расход металла на изготовление отдельных труб и снижает вес трубопроводов.
3. Стоимость футерованных трубопроводов незначительно выше стоимости стальных. Получаемый экономический эффект от их применения за счет надежности и долговечности многократно превосходит все затраты на изготовление футерованных труб, монтаж и эксплуатационные затраты.
4. Программный комплекс для проектирования магистральных и промысловых нефтепроводов, Система Трубопровод 2012
Специалисты сообщают, что использование Трубопровод 2005/2008 повысило их производительность в 8 раз, в сравнении с ручной работой в AutoCAD.
В Системе Трубопровод 2012 реализованы сотни новых требований, которые на протяжении последних лет поступали от инженеров из десятков институтов, проектирующих такие трубопроводные системы как ВСТО, БТС, Харьяга-Индига. А сейчас комплекс используется многими институтами при проектировании Южного потока. Система Трубопровод 2012 поможет Вам предоставлять проектную документацию заказчику быстрее и с меньшими затратами времени.
Система Трубопровод 2012 это шесть модулей обеспечивающие автоматизацию от изысканий до проектирования:
LotWorks — проектирование трубопровода на профиле; расчеты отводов, вставок и совмещенных поворотов; оформление профилей и планов; расчет объема земляных работ; создание отчетных документов, включая ведомость укладки труб, отводов, спецификацию изделий и ведомость объемов работ.
LandProf — прокладка трассы трубопровода и подготовка исходного набора профилей; широкий набор инструментов для трассирования (перетрассировка, объединение, перенос); создание отчетных документов, включая ведомость косогорных участков, продольных уклонов, угодий и согласований, ведомость пересечений по трассы в форматах MS Word и MS Excel.
GeoDraw — построение геологических разрезов и ведения каталога скважин; создание различных ведомостей: ведомость прогнозных уровней ИГЭ, гидрогеологических условий, болот, каталог горных выработок, литологические разрезы скважин и др.
Топоплан — создание цифровых моделей ситуации инженерного назначения и подготовки топографических планов и карт различных масштабов; стандартный каталог объектов местности определенный в ГОСТ Р 52439-200.
Геолог — обработка данных лабораторных паспортов грунтов по ИГЭ, статистическая обработка и вычисления нормативных и расчетных значений физико-механических и других свойств грунтов, обработка статического зондирования и вычисления несущей способности грунтов для различных длин и сечений свай.
Лаборатория —
В Системе Трубопровод 2012 реализован новый принцип распределенного хранения проектной информации: информация о проектируемом объекте хранится непосредственно в чертеже (dwg-файле), с которым работает инженер. Эта информация может быть внесена в базу проекта, которая содержит данные по всем объектам данного проекта. Наличие базы проекта обеспечивает совместную работу проектного и изыскательских подразделений, позволяя инженерам обмениваться проектными данными. Каждый участник может работать над проектом одновременно с другими и делать результаты своей работы доступными для других. Таким образом, инженеры могут одновременно на разных компьютерах работать с разными участками одной трассы и затем объединять результаты в базе проекта, и создавать на основе этой информации отчетные документы.
Сейчас нефтепроводы делаются из стали или пластика, диаметр труб варьируется от 10 до 120 сантиметров. Основная масса нефтепроводов находится на глубине 1-2 метра под землей. Для того чтобы предавать нефть по нефтепроводам была изобретена специальная система насосов, расположенных через определенное расстояние по всей длине нефтепровода. Эта система обеспечивает передачу нефти по трубам со скоростью от 1 до 6 метров в секунду.
Еще существуют многофункциональные нефтепроводы, которые способны передавать два или несколько продуктов одновременно по одному трубопроводу. Интересен тот факт, что содержимое внутри при передаче нескольких нефтепродуктов никак не разделяется. Сходные по свойствам продукты смешиваются, при этом между ними образуется разделительная пленка, которая при доставке удаляется.
При транспортировке сырой нефти следует учитывать тот факт, что нефть содержит в себе некоторые воска и парафины. При транспортировке нефти в холодном климате эти воска и парафины могут создавать дополнительные проблемы, например, застывая при определенной температуре, начинают затруднять проходимость нефти по трубам.
Поэтому для северных территорий были разработаны специальные аппараты, запускающиеся внутрь нефтепровода и очищающие его поверхности от различных отложений. Они вводятся в эксплуатацию на специальных станциях, чистят загрязнившиеся участки и изымаются на других станциях.
1. Гумеров Р.С. Понятие, классификация магистральных нефтепроводов. — М., Нефть и газ, 1999.
2. Векштейн М.Г. Состав сооружений магистральных нефтепроводов. — М., Промиздат, 2001.
3. Промысловый трубопровод. //http://dic.academic.ru/dic.nsf/enc_geolog/4145/ Промысловый
4. Нефтепровод как наиболее экологичный способ транспортировки нефти. //
5. Трубы. //http://оао-вмз.рф/Продукция/Продукция1/pipe
6. Айдуганов В.М., Волкова Л.И., Рабинзон О.В., ООО «Инженерно-производственный центр» г.Бугульма, ОАО «Первоуральский новотрубный завод». Коррозия нефтепромысловых трубопроводов. //http://neftegas.info/korroziya-tng/3467-18-letniy-opyt-proizvodstva-stalnyh-trub-futerovannyh-polietilenovymi-trubami-i-stroitelstvo-iz-nih-promyslovyh-truboprovodov-s-ispolzovaniem-nerazemnogo-muftovogo-soedineniya-trub-v-usloviyah.html
7. Первый этап транспортировки нефти — промысловый трубопровод. //http://www.oilcatalog.ru/stat/1071_stat.html
8. Классификация трубопроводов. // http://росстальэкспорт.рф/articles/ classification_pipeline/
ТРУБЫ НЕФТЕГАЗОПРОВОДНЫЕ И ОБЩЕГО НАЗНАЧЕНИЯ, ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ покрытия труб
|
Нормативный документ |
Наружный диаметр, мм |
Толщина стенки, мм |
Класс прочности, марка стали |
Область применения |
|
|
ГОСТ 20295-85 |
159 168 219 245 273 325 377 426 530 |
4,0-10,0 5,0-10,6 4,5-10,0 6,0-10,0 5,0-10,0 5,0-10,0 6,0-11,0 6,0-11,0 6,0-11,0 |
К34-К60 |
Для сооружения магистральных газонефтепроводов, нефтепродуктопроводов, технологических и промысловых трубопроводов. |
|
|
ГОСТ 10704-91 ГОСТ 10705-80 |
114 140 146 159 168 178 219 245 273 325 377 426 530 |
4,0-7,0 4,0-10,0 4,0-10,7 4,0-10,0 5,0-10,6 5,0-11,2 4,5-10,0 6,0-10,0 5,0-10,0 5,0-10,0 6,0-11,0 6,0-11,0 6,0-11,0 |
Ст3сп, Ст3пс, 10, 10пс, 20, 20пс, 09Г2С, 17Г1С, 17Г1С-У, 09ГСФ, 13ХФА, 08ХМФЧА, 20Ф, 20-КСХ,06ГБ |
Для трубопроводов и конструкций разного назначения. |
|
|
ТУ 14-3-1399-95 |
219 273 325 377 426 |
4,5-10,0 5,0-10,0 5,0-10,0 6,0-11,0 6,0-11,0 |
Ст3сп, 10,20 |
Для сооружения магистральных газонефтепроводов, транспортирующих некоррозионноактивные газ и нефть, и нефтепродуктопроводов на давление не более 7,4 МПа. |
|
|
ТУ 14-3Р -1471 -2002 |
114 146 159 168 219 245 273 325 377 426 530 |
4,0-7,0 4,0-10,7 4,0-10,0 5,0-10,6 4,5-10,0 6,0-10,0 5,0-10,0 5,0-10,0 6,0-11,0 6,0-11,0 6,0-11,0 |
09Г2С, 09ГСФ, 08ГБЮ, 09ГБЮ, 22ГЮ, 17Г1С, 17Г1С-У, 13ХФА, 20Ф, 08ХМФЧА |
Для сооружения нефтегазопродуктопроводов и промысловых трубопроводов в районах Сибири и Крайнего Севера, транспортирующих некоррозионноактивный газ с рабочим давлением до 7,4 МПа вкл. |
|
|
ТУ 14-3Р-22-97 |
530 |
6,0-11,0 |
К34, К38, К42 — углеродистые, К42, К45, К48, К52 — низколегированные |
Для сооружения магистральных газопроводов, нефтепроводов и нефтепродуктопроводов, транспортирующих некоррозионноактивный газ, нефть и нефтепродукты на рабочее давление 5,4-7,4 МПа (55-75 кгс/см2) вкл. |
|
|
ТУ 39-0147016 -65-96 |
114 140 159 168 219 245 273 325 377 426 530 |
4,0-7,0 4,0-10,0 4,0-10,0 5,0-10,6 4,5-10,0 6,0-10,0 5,0-10,0 6,0-10,0 6,0-11,0 6,0-11,0 6,0-11,0 |
10, 10пс, 20, 20пс |
Для сооружения газопроводов, нефтепроводов, технологических и промысловых трубопроводов, транспортирующих нефть и нефтепродукты, а также для нанесения наружного и внутреннего защитного покрытия. |
|
|
ТУ 1104 -38000 -05757848 -0001 -96 |
146 159 168 219 245 273 325 377 426 530 |
4,0-10,7 4,0-10,0 5,0-10,6 4,5-10,0 6,0-10,0 5,0-10,0 5,0-10,0 6,0-11,0 6,0-11,0 6,0-11,0 |
К34-К52 Двухслойная сталь, трехслойная сталь, плакирующий слой: 08Х14Ф, 08Х14МФ, 08Х18Н10, 08Х13 и другие;
|
Для сооружения трубопроводов транспортирующих нефтегазовые среды, в том числе коррозионно-активные и минерализованные пластовые воды. |
|
|
ТУ 14-1 -5433 -2005 |
114 146 159 168 219 245 273 325 377 426 530 |
4,0-7,0 4,0-10,7 4,0-10,0 5,0-10,6 4,5-10,0 6,0-10,0 5,0-10,0 5,0-10,0 6,0-11,0 6,0-11,0 6,0-11,0 |
К42, К48, К52, 20-КС, 20-КСХ |
Для сооружения нефтесборных сетей (транспортирующих коррозионноактивные газ, нефть и пластовую воду) и нефтепродуктов на давление не более 7,4 МПа (75 кгс/см2), эксплуатируемых как в обычных климатических условиях, так и в регионах Сибири и Крайнего Севера |
|
|
ТУ 1303 -164 -0147016 -01 |
114 146 168 168 245 |
7,7 7,7 7,3 8,9 8,9 |
20Ф, 09ГСФ |
Для использования в качестве заготовки при производстве холоднотянутых труб для корпусов погружных электродвигателей насосов. |
|
|
ТУ 1308 -135 -0147016 -01 |
146 159 168 219 245 273 325 377 426 530 |
4,0-10,7 4,0-10,0 5,0-10,6 4,5-10,0 6,0-10,0 5,0-10,0 5,0-10,0 6,0-11,0 6,0-11,0 6,0-11,0 |
09ГСФ |
Для строительства нефтепроводов, технологических и промысловых трубопроводов, транспортирующих нефть и нефтепродукты на месторождения ОАО «Самотлорнефтегаз» и ОАО «Оренбургнефть», а также предназначены для нанесения защитных покрытий. |
|
|
ТУ 1380 -215 -0147016 -02 |
146 159 168 219 245 273 325 377 426 530 |
4,0-10,7 4,0-10,0 5,0-10,6 4,5-10,0 6,0-10,0 5,0-10,0 5,0-10,0 6,0-11,0 6,0-11,0 6,0-11,0 |
К52 09ГСФ (КСИ 09 См) |
Для газонефтепроводов, технологических и промысловых трубопроводов на рабочее давление до 7,4 МПа вкл., транспортирующих нефть и нефтепродукты, водоводов, повышенной коррозионной активности на месторождениях ТПП «Когалымнефтегаз». |
|
|
ГОСТ Р 52079 -2003 (тип 1) |
146 140 159 168 219 245 273 325 377 426 530 |
4,0-10,7 4,0-10,0 4,0-10,0 5,0-10,6 4,5-10,0 6,0-10,0 5,0-10,0 5,0-10,0 6,0-11,0 6,0-11,0 6,0-11,0 |
К34 — К52 |
Для строительства и ремонта магистральных газопроводов, нефтепроводов и нефтепродуктопроводов, транспортирующих некоррозионно-активные продукты (природный газ, нефть и нефтепродукты) при избыточном рабочем давлении до 9,8 МПа вкл. и температуре эксплуатации от +50°С до — 60°С |
|
|
ТУ 14-3Р-71-2003 |
146 159 168 219 245 273 325 377 426 530 |
4,0-10,7 4,0-10,0 5,0-10,6 4,5-10,0 6,0-10,0 5,0-10,0 5,0-10,0 6,0-11,0 6,0-11,0 6,0-11,0 |
Ст3сп5 (К38), 20 (К42), 17Г1С (К52), 17 Г1С-У (К52) |
Для строительства и ремонта трубопроводов ТЭС и тепловых сетей, повышенной эксплуатационной надежности и стойкости против локальной коррозии. |
|
|
ТУ 1383 -010 -48124013 -03 |
146 140 159 168 219 245 273 325 377 426 530 |
4,0-10,7 4,0-10,0 4,0-10,0 5,0-10,6 4,5-10,0 6,0-10,0 5,0-10,0 5,0-10,0 6,0-11,0 6,0-11,0 6,0-11,0 |
20Ф, 09ГСФ, 13ХФА К48-К52 |
Для сооружения газонефтепроводов, технологических и промысловых трубопроводов на рабочее давление до 7,4 МПа вкл., транспортирующих нефть и нефтепродукты на месторождениях ОАО «НК ЮКОС» повышенной коррозионной стойкости и хладостойкости. |
|
|
ТУ 1380 -002 -05757848 -2004 |
114 159 168 219 245 273 325 377 426 530 |
4,0-7,0 4,0-10,0 5,0-10,6 4,5-10,0 6,0-10,0 5,0-10,0 5,0-10,0 6,0-11,0 6,0-11,0 6,0-11,0 |
10, 10пс (К34), 20, 20пс (К42), 20-КСХ (К48, К52),09ГСФ, 13ХФА, 08ХМФЧА, 20Ф, 17Г1С, 17Г1С-У (К52), 09Г2С (К50), |
Для сооружения газопроводов, нефтепроводов, технологических и промысловых трубопроводов, транспортирующих нефть и нефтепродукты, а также для нанесения защитного наружного и внутреннего покрытия. |
|
|
ТУ 1303-08 -593377520 -2003 |
114 146 159 168 219 245 273 325 377 426 530 |
4,0-10,0 4,0-10,7 4,0-10,0 5,0-10,6 4,5-10,0 6,0-10,0 5,0-10,0 5,0-10,0 6,0-11,0 6,0-11,0 6,0-11,0 |
20Ф, 09ГСФ (К48, К52) |
Для сооружения газонефтепроводов, технологических и промысловых трубопроводов на рабочее давление до 7,4 МПа, транспортирующих нефть и нефтепродукты на месторождениях ОАО «ТНК» повышенной коррозионной стойкости и хладостойкости. |
|
|
ТУ 14-153-266 -88 |
114 146 168 245 |
4,0-7,0 4,0-10,7 5,0-10,6 6,0-10,0 |
22ГЮ, 09 ГСФ, 20Ф |
Заготовка для корпусов погружных насосов и электродвигателей. |
|
|
ТУ 14-3-1647-89 |
114 140 146 168 178 219 245 |
4,0-10,0 4,0-10,0 4,0-10,7 5,0-10,6 5,0-10,0 4,5-10,0 6,0-10,0 |
22ГЮ, стали типа 17Г1С |
Для трубопроводов и конструкций разного назначения |
|
|
ТУ 1303-006.3 -593377520 -2003 |
114 159 168 219 245 273 325 377 426 530 |
4,0-10,0 4,0-10,0 5,0-10,6 4,5-10,0 6,0-10,0 5,0-10,0 5,0-10,0 6,0-11,0 6,0-11,0 6,0-11,0 |
20Ф, 09ГСФ, 09ФСБ, 13ХФА, 08ХМФЧА, 15ХМФА, К48-К56 |
Для сооружения промысловых трубопроводов, транспортирующих нефть, нефтепродукты, пресную и подтоварную воду на рабочее давление до 7,4 МПа вкл., в условиях агрессивных сред Оренбургской области и Западной Сибири при температуре окружающей среды от минус 60°С до плюс 40°С, повышенной эксплуатационной надежности, коррозионостойкие и хладостойкие. |
|
|
ТУ 1380-282 -00147016 -2004 |
114 146 159 168 219 245 273 325 377 426 530 |
4,0-10,0 4,0-10,7 4,0-10,0 5,0-10,6 4,5-10,0 6,0-10,0 5,0-10,0 5,0-10,0 6,0-11,0 6,0-11,0 6,0-11,0 |
20Ф (К48), 09ГСФ,13ХФА (К52) |
Для газонефтепроводов, технологических и промысловых трубопроводов на рабочее давление до 7,4 МПа включительно, транспортирующих нефть и нефтепродукты, повышенной коррозионной активности и хладостойкости. |
|
|
ТУ 14-3-1647-89 |
159 168 219 273 325 426 |
4,0-10,0 5,0-10,6 4,5-10,0 5,0-10,0 6,0-10,0 6,0-11,0 |
10 (К34), Ст3сп (К38), 20 (К42) |
Для сооружения магистральных газонефтепроводов и конструкций различного назначения. |
|
|
ТУ 1383-019 -05757848 -2005 |
114 146 159 168 178 219 245 273 325 377 426 530 |
4,0-10,0 4,0-10,7 4,0-10,0 5,0-10,6 5,0-10,0 4,5-10,0 6,0-10,0 5,0-10,0 5,0-10,0 6,0-11,0 6,0-11,0 6,0-11,0 |
10 (К34), Ст3сп (К38), 20 (К42) |
Для сооружения магистральных нефтепроводов на давление не более 7,4 МПа (75 кгс/см2).
|
|
|
ТУ 1383-034-05757848 -2008 |
114 146 159 168 219 245 273 325 377 426 |
4,0-10,0 4,0-10,7 4,0-10,0 5,0-10,6 4,5-10,0 6,0-10,0 5,0-10,0 5,0-10,0 6,0-11,0 6,0-11,0 |
К50, К52, К54, К55, К56, К60 |
Для магистральных газопроводов и промысловых трубопроводов для обустройств газовых месторождений, транспортирующих некоррозионноактивные продукты, на рабочее давление до 9,8 МПа (100 кгс/см2) включительно, эксплуатируемых, в том числе, и в районе Сибири и Крайнего Севера. |
|
|
ТУ 1381-035-05757848 -2008 |
530 |
6,0-11,0 |
К50, К52, К54, К55, К56, К60 |
Для магистральных газопроводов и промысловых трубопроводов для обустройств газовых месторождений, транспортирующих некоррозионноактивные продукты, на рабочее давление до 9,8 МПа (100 кгс/см2) включительно, эксплуатируемых, в том числе, и в районе Сибири и Крайнего Севера. |
|
|
ТУ 1383-023 -05757848 -2006 |
114 146 159 168 219 245 273 325 377 426 530 |
4,0-7,0 4,0-10,7 4,0-10,0 5,0-10,6 4,5-10,0 6,0-10,0 5,0-10,0 5,0-10,0 6,0-11,0 6,0-11,0 6,0-11,0 |
К48, К50, К52, К54, К55, К56, К60 |
Для строительства нефтепроводов при температуре до минус 60°С, транспортирующих некоррозионноактивные продукты, на рабочее давление до 9,8 МПа (100 кгс/см2) включительно, эксплуатируемых при температурах от +50°С до -40°С. |
|
|
API Spec 5L |
114,3 141,3 168,3 219,1 273,1 323,9 406,0 508,0 |
4,0-7,0 4,0-10,0 5,0-10,6 4,8-10,0 5,0-10,0 5,0-10,0 5,0-10,0 5,0-10,0 |
А, B, Х42-X80 |
Для транспортировки газа, воды и нефти в нефтяной и газовой промышленности. |
|
|
EN 10208-2:2009 |
114,3 168,3 219,1 273,0 323,9 406,4 508,0 |
4,0-7,0 5,0-10,0 4,8-10,0 5,0-10,0 5,0-10,0 5,0-10,0 5,0-10,0 |
L245NB/MB-L415NB/MB |
Для транспортировки горючих сред |
|
|
EN 10217-1:2005 |
114,3 139,7 141,3 159,0 168,3 177,8 219,1 273,1 323,9 406,4 508,0 |
4,0-7,0 4,0-10,0 4,0-10,0 4,0-10,0 5,0-10,6 5,0-10,0 4,8-10,0 5,0-10,0 5,0-10,0 5,0-10,0 5,0-10,0 |
P195TR1/TR2- P265TR1/TR2 |
Сварные трубы для сжимающих нагрузок. Трубы из нелегированных сталей с установленными свойствами при комнатной температуре. |
|
|
EN 10217-2 |
114,3 139,7 141,3 159,0 168,3 177,8 219,1 273,1 323,9 406,4 508,0 |
4,0-7,0 4,0-10,0 4,0-10,0 4,0-10,0 5,0-10,6 5,0-10,0 4,8-10,0 5,0-10,0 5,0-10,0 5,0-10,0 5,0-10,0 |
P195GH-P265GH |
Трубы электросварные из нелегированной и легированной стали со свойствами, специфицированными для повышенных температур. |
|
|
EN 10219-1:2006 |
114,3 139,7 168,3 177,8 219,1 273,1 323,9 406,4 508,0 |
4,0-7,0 4,0-10,0 5,0-10,6 5,0-10,0 4,8-10,0 5,0-10,0 5,0-10,0 5,0-10,0 5,0-10,0 |
S235JRH-S355K2H |
Холоднодеформированные сварные профильные трубы для стальных конструкций из нелегированных конструкционных сталей и мелкозернистых конструкционных сталей. |
|
|
ISO 3183-1 |
114,3 139,7 168,3 177,8 219,1 273,1 323,9 406,4 508,0 |
4,0-7,0 4,0-10,0 5,0-10,6 5,0-10,0 4,8-10,0 5,0-10,0 5,0-10,0 5,0-10,0 5,0-10,0 |
L245 — L415 |
Трубы стальные электросварные для трубопроводов, транспортирующих нефть и газ. |
|
|
Нормативный документ |
Сортамент, мм |
Класс прочности, марка стали |
Область применения труб |
||
|
ТУ 14-3-1573-96 |
? 530 — 1020 ст. 7,0 — 32,0 |
К50 — К60 |
Для строительства трубопроводов в северном и обычном исполнении на рабочее давление 5,4-9,8 МПа |
||
|
ТУ 39-0147016-123-2000 |
? 530 — 1020 ст. 7,0 — 16,0 |
К52 (09ГСФ) |
Для сооружения газопроводов, нефтепроводов, технологических и промысловых трубопроводов, транспортирующих нефть и нефтепродукты, содержащих сероводород до 6%, водоводов, а также предназначенные для нанесения наружного и внутреннего антикоррозийного покрытия. Трубы повышенной коррозионной стойкости и хладостойкости на рабочее давление до 7,4 МПа. |
||
|
ТУ 14-ЗР-45-2001 |
? 530 — 1020 ст. 8,0 — 16,0 |
К54 |
Для строительства магистральных, в том числе надземных, газопроводов давлением 5,4 МПа с температурой эксплуатации до — 60°С. |
||
|
ГОСТ Р 52079-2003 |
? 508 — 1420 ст. 7,0 — 40,0 |
К34 — К60 |
Для строительства и ремонта магистральных газопроводов, нефтепроводов и нефтепродуктопроводов, транспортирующих некоррозионноактивные продукты (природный газ, нефть, нефтепродукты) при избыточном рабочем давлении до 9,8 МПа и температуре эксплуатации от + 50°С до — 60°С. |
||
|
ТУ 14-ЗР-70-2003 |
? 530 — 1020 ст. 7,0 — 16,0 |
К38 — К52 (Ст3сп5, Сталь 20, 17Г1С, 17Г1С-У) |
Трубы стальные электросварные прямошовные повышенной стойкости против локальной коррозии для трубопроводов тепловых сетей. |
||
|
1381-011-48124013-2003 |
? 530 — 1020 ст. 7,0 — 16,0 |
К52 (09ГСФ) |
Для сооружения технологических и промысловых трубопроводов на рабочее давление до 7,4 МПа, транспортирующих нефть и нефтепродукты, содержащие сероводород, а также предназначенные для нанесения наружного и внутреннего антикоррозийного покрытия. |
||
|
1303-006.2-593377520-2003 |
? 530 — 1220 ст. 7,0 — 25,0 |
К48 — К56 (20Ф, 09ГСФ, 13ХФА, 15ХМФА 08ХМФЧА) |
Для сооружения технологических и промысловых трубопроводов, транспортирующих нефть, нефтепродукты, пресную и подтоварную воду на рабочее давление до 7,4 МПа, повышенной эксплуатационной надежности, коррозионностойкие и хладостойкие. |
||
|
14-1-5491-2004 |
? 530 — 1020 ст. 7,0 — 25,0 |
К52 (20КСХ) |
Для изготовления труб повышенной стойкости против локальной коррозии для сооружения нефтесборных сетей, транспортирующих коррозионноактивные газ, нефть, пластовые воды, эксплуатируемых как в обычных климатических условиях, так и в регионах Сибири и Крайнего Севера с рабочим давлением до 7,4 МПа. |
||
|
1381-007-05757848-2005 |
? 530 — 1220 ст. 8,0 — 32,0 |
К42 — К60 |
Для строительства, ремонта и реконструкции линейной части, переходов, наземных объектов магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов на рабочее давление до 9,8 МПа. |
||
|
1381-010-05757848-2005 |
? 530 — 1220 ст. 8,0 — 32,0 |
К52 — К60 |
Для строительства, ремонта и реконструкции линейной части, переходов, наземных объектов магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов на рабочее давление до 9,8 МПа. |
||
|
ГОСТ 20295-85 |
? 530 — 1020 ст. 7,0 — 25,0 |
К38 — К60 |
Для сооружения магистральных газонефтепроводов, нефтепродуктопроводов, технологических и промысловых трубопроводов. |
||
|
ГОСТ 10704-91 ГОСТ 10706-76 |
? 530 — 1420 ст. 7,0 — 50,0 |
Углеродистая и низколегированная сталь |
Для сооружения трубопроводов и конструкций разного назначения. |
||
|
1381-014-05757848-2005 |
? 530 — 1420 ст.7,0 — 19,0 |
Сталь: Ст3сп, 20, 09Г2С, 17Г1С, 17Г1С-У |
Для сооружения трубопроводов пара и горячей воды. |
||
|
1381-018-05757848-2005 |
? 1067 — 1220 ст. 11,0 — 32,0 |
К56, К60 |
Для строительства, ремонта и реконструкции линейной части, переходов и наземных объектов магистрального нефтепровода «Восточная Сибирь — Тихий Океан» на участках с рабочим давлением 9,8 — 14,0 МПа. |
||
|
1303-007.2-59337752-2006 |
? 530 — 1220 ст. 7,0 — 24,0 |
К50 — К54 (20ФА,13ХФА, 08ХМФЧА) |
Нефтепроводные трубы повышенной эксплуатационной надежности для сред с содержанием сероводорода до 6%, при рабочем давлении до 7,4 МПа. |
||
|
1381-012-05757848-2005 |
? 508 — 1422 ст. 10,0 — 32,0 |
К52 — К60, Х56 — Х70 |
Для сооружения магистральных трубопроводов на рабочее давление до 9,8 МПа. |
||
|
1381-020-05757848-2006 |
? 1420 ст. 15,7 — 48,0 |
К52 — К60 |
Для производства труб диаметром 1420 мм предназначенных для изготовления защитных футляров (кожухов) магистральных нефтепроводов. |
||
|
1381-033-05757848-2007 |
? 530 — 1420 ст. 10,0 — 30,0 |
К48 — К52; X46 — X60 |
Для строительства и ремонта газопроводов, транспортирующих природный газ, содержащий сероводород. |
||
|
1381-036-05757848-2008 |
? 1219 ст. 27,0 |
Класс стали: L450 |
Для строительства магистральных подводных газопроводов на рабочее давление до 11,8 МПа включительно. |
||
|
1381-037-05757848-2008 |
? 530 — 1420 ст. 9,9 — 37,9 |
К60 |
Для строительства магистральных газопроводов на рабочее давление до 11,8 МПа включительно. |
||
|
1381-038-05757848-2008 |
? 1420 ст. 23,0; 27,7 |
К65 |
Для строительства магистральных газопроводов на рабочее давление до 11,8 МПа включительно и на трубы для промысловых газопроводов на рабочее давление до 12,9 МПа включительно. |
||
|
1381-039-05757848-2008 |
? 530 ст. 15-19,9 |
Класс стали: SAWL415IF |
Для строительства подводных магистральных газопроводов на рабочее давление 9,81 МПа для транспортировки некоррозионноактивного газа. |
||
|
1381-046-05757848-2008 |
? 530 — 1220 ст.10,0 — 30,0 |
К48 — К52, Х42 — Х52 |
Для строительства и ремонта газопроводов, транспортирующих природный газ с низким и средним содержанием сероводорода. Трубы предназначены для эксплуатации на рабочее давление до 9,8 МПа включительно в одношовном исполнении и до 8,4 МПа в двухшовном исполнении |
||
|
ТУ 1381-049-05757848-2010 |
? 609,8; 812,8 ст.29,3; 32,5; 39 |
Х70 |
Трубы для магистральных газопроводов с рабочим давлением до 22, 15МПа, предназначенные для транспортировки некоррозионноактивного газа при температуре эксплуатации не ниже -40°С для труб наружным диаметром 609,8 мм и не ниже -20°С для труб наружным диаметром 812,8мм. |
||
|
API 5L (PSL1; PSL 2) |
? 508 (20) -1422 (56”) ст. 7,1 — 52,0 |
Класс стали: Gr.B-Х80 |
Для строительства трубопроводов, транспортирующих газ, нефть, воду в нефтегазовой промышленности. |
||
|
ISO 3183 (PSL1; PSL 2) |
? 508 (20”) -1422 (56”) ст. 7,1 — 52,0 |
Класс стали: Gr.B-Х80, L245 — L555 |
Для магистральных трубопроводов, транспортирующих нефть и газ. |
||
|
DNV-OS-F101 |
? 508 (20”) — 1422 (56”) ст. 7,1 — 50,0 |
Класс стали: L245 — L555 |
Для подводных трубопроводных систем, используемых в нефтяной и газовой промышленности (в т.ч. с покрытием) |
||
|
ТУ 1381-061-05757848-2011 |
диаметр 508-1420, толщина стенки 8-50 |
К50-К65 |
трубы стальные электросварные прямошовные, предназначенные для строительства подводных переходов и морских трубопроводов. |
||
