Трубопроводы промысловые, технологические.

Категории участников промысловых трубопроводов определяются в соответствии с приложением 20 РД 39-132-94.

На нефтепромысле применяется следующая классификация трубопроводов:

· выкидные линии (трубопровод от устья скважины до АГЗУ);

· нефтесборные коллекторы (трубопроводы от АГЗУ до ДНС или УПСВ);

· внутриплощадочные трубопроводы (трубопроводы площадочных объектов);

· напорные нефтепроводы (трубопроводы в которых нагнетание жидкости осуществляется насосными агрегатами);

· водоводы низкого и высокого давления, включая нагнетательные линии (в водоводах высокого давления нагнетание воды осуществляется насосными агрегатами);

· газопроводы низкого и высокого давления (газопроводами низкого давления обычно являются факельные газовые линии).

Технология сбора и транспорта продукции.

Добытая из недр земли механизированным (ЭЦН, ШГН) или фонтанным способом продукция отводится от скважин по выкидным линиям к ГЗУ, откуда по нефтесборным коллекторам поступает на ДНС или УПСВ, где проходит предварительное обезвоживание и первую ступень сепарации. Далее по напорным нефтепроводам продукция скважин поступает на ЦПС (ЦППН), где подвергается дальнейшей сепарации и подготовке. Подготовленная нефть передается в СНПУ или НПС.

Основные технологические параметры.

Конструкция промысловых трубопроводов (диаметр, толщина стенки), способ их прокладки, материал для их изготовления определяются проектной организацией и обеспечивают:

· Безопасную и надежную эксплуатацию;

Ведение технологии промыслового сбора и транспорт продукции скважин в соответствии с проектными параметрами;

· Производство монтажных и ремонтных работ;

· Возможность надзора за техническим состоянием трубопроводов;

· Защиту от коррозии, вторичных проявлений молнии и статического электричества;

· Предотвращение образования ледяных, гидратных и других пробок.

Трубопроводы 1, 2 и 3 категории относятся к ответственным, поэтому с началом эксплуатации, т.е. после подписания акта рабочей комиссии, согласно РД 39-132-94 ЦППН оформляется паспорт на трубопровод. К паспорту прилагаются рабочие чертежи и исполнительная документация подрядчика, а в дальнейшем – текущая документация ЦППН. На рабочих чертежах должна быть запись подрядчика ”исполнительный чертеж”. Все акты промежуточной приемки по формам ВСН 012-88 должны быть подписаны кураторами ОКР и завизированы инженером ЦППН, при необходимости оформлена ведомость изменений проекта (ф. 1.4).

К паспорту прилагается утвержденный НГДУ акт ввода объекта в эксплуатацию рабочей комиссией (п. 6.3 РД). Паспорт в процессе эксплуатации дополняется документами текущего надзора за трубопроводам, в том числе: результатами осмотров мастерами добычи (с записью в журнале обходов). В паспорт вкладываются результаты контрольных осмотров, ревизий диагностики, согласно РД 39-132-94 (пп. 7.5.1.7, 7.5.2.1, 7.5.2.5, 7.5.2.7, 7.5.3.4, 7.5.3.16).

Основным параметром работы трубопровода является давление. В табл.1 приведены значения рабочего давления трубопроводов в системах сбора жидкости.

Табл.№ 1. Рабочее давление в системах сбора жидкости (нефти, газа и воды).

Рабочее давление не должно выходить за пределы значений, установленных в регламенте. Допустимое превышение регламентных параметров составляет 15%. Если рабочее давление выходит за пределы значений, указанных в регламенте более чем на 15%, это свидетельствует о неполадках в работе системы:

a) если давление превышает установленное регламентом для данной точки системы, то это свидетельствует или о произведенных переключениях, не предусмотренных регламентом, или о дополнительных сопротивлениях в трубопроводах за данной точкой, появившихся в результате отложений парафина, песка, неисправности или перекрытия запорной арматуры;

b) если давление менее установленного для данной системы, то это также может быть следствием выполненных переключений, но может быть следствием потери герметичности трубопровода перед или за данной точкой системы.

Во всех случаях изменения давления в трубопроводе обслуживающий персонал должен немедленно доложить диспетчеру, выяснить причину этих изменений и устранить ее при необходимости.

Температура продукции в выкидных линиях скважин состовляет+2- +40С.

Плотность продукции колеблется в интервале 0.8-1.0 кг/см3.

Техническая эксплуатация трубопроводов.

Общие положения.

Для обеспечения нормальных условий эксплуатации и исключения возможности повреждения трубопроводов частично или полностью должны быть установлены охранные зоны:

· вдоль трасс трубопроводов – в виде участка земли, ограниченного условными линиями, находящимися в 50 м. от оси трубопровода с каждой стороны;

· вдоль трасс многониточных трубопроводов – в виде участка земли, ограниченного условными линиями, проходящими в 50 м. от осей крайних трубопроводов с каждой стороны;

· вдоль подводных переходов трубопроводов – в виде участка водного пространства от водной поверхности до дна, заключенного между параллельными плоскостями, отстоящими от осей крайних ниток трубопроводов на 100 м. с каждой стороны.

В охранных зонах трубопроводов должны быть предусмотрены плакаты с запретительными надписями против всякого рода действий, которые могут нарушить нормальную эксплуатацию трубопроводов либо привести к их повреждению, которые устанавливаются вдоль трасс трубопроводов в пределах видимости, но не реже, чем через 1 км друг от друга. Трасса подземных трубопроводов через каждый километр и в местах поворота должна быть закреплена на местности постоянными знаками, высотой 1,5 – 2 м. на которых содержится информация о местоположении оси трубопровода, километре трассы, телефон эксплуатирующей организации.

Закрепительные знаки должны быть также установлены на переходах через естественные и искусственные препятствия. Двумя знаками с каждой стороны, по створу трассы закрепляются:

· пересечения автомобильных дорог 1..3 категорий;

· переходы через крупные овраги шириной более 50 м.;

· переход через каналы.

Наружный осмотр трубопроводов.

При эксплуатации промысловых трубопроводов одной из основных обязанностей обслуживающего персонала является наблюдение за состоянием трассы трубопроводов, элементов и их деталей, находящихся на поверхности земли. Периодичность осмотра трубопровода путем обхода, объезда, или облета устанавливается руководством НГДУ в соответствии с графиком утвержденным главным инженером.

При осмотре трассы особое внимание следует обратить на:

· выявление возможных утечек нефти по выходу на поверхность;

· выявление и предотвращение производства посторонних работ и нахождения посторонней техники;

· выявление оголений, размывов, оползней, оврагов и т.п.;

· состояние подводных переходов через реки, ручьи, овраги;

· состояние воздушных переходов через различные препятствия;

· состояние пересечений с железными и автомобильными дорогами;

· появление неузаконенных переездов;

· состояние вдольтрассовых сооружений (линейных колодцев, защитных противопожарных и противокоррозионных сооружений, указательных знаков).

Результаты осмотра фиксируются в вахтовом журнале.

Контрольный осмотр.

Один раз в год все трубопроводы должны подвергаться контрольному осмотру специально назначенными лицами. Время осмотра следует приурочить к одному из очередных ремонтов. Работы, выполняемые при контрольном осмотре указаны в п.7.5.1.7. (РД 39-132-94).

При контрольном осмотре особое внимание должно быть уделено:

· состоянию зон выхода трубопроводов из земли;

· состоянию сварных швов;

· состоянию зон возможного скопления пластовой воды, конденсата, твердых осадков;

· состоянию фланцевых соединений;

· правильности работы опор;

· состоянию и работе компенсирующих устройств;

· состоянию уплотнений арматуры;

· вибрации трубопроводов;

· состоянию изоляции и антикоррозийных покрытий;

· состоянию гнутых отводов, сварных тройников, переходов и других фасонных деталей.

Результаты контрольного осмотра необходимо оформлять актами с записью в журнале контрольных осмотров, и в паспортах трубопроводов. За своевременное устранение дефектов отвечает лицо, ответственное за безопасную эксплуатацию трубопроводов.

Ревизия трубопроводов.

Основным методом контроля за надежной и безопасной работой являются периодические ревизии, при которых проверяется состояние трубопроводов, их элементов и деталей.

Ревизии проводит служба технического надзора совместно с механиками и начальниками цехов, а результаты служат основанием для оценки состояния трубопровода и возможности его дальнейшей эксплуатации.

При проведении ревизии трубопровода необходимо:

· освободить трубопровод от рабочей среды, промыть водой и в случае необходимости очистить от отложений и грязи;

· провести тщательный наружный осмотр;

· при возможности провести внутренний осмотр трубопровода;

· произвести замер толщины стенки в местах, наиболее подверженных износу;

· проверить качество сварных швов;

· проверить состояние запорной арматуры, крепежа и фланцевых соединений;

· проверить выборочно резьбовые соединения;

· проверить состояние и правильность работы опор, крепежных деталей и выборочно – прокладок;

· испытать трубопровод в случаях производства на нем ремонтных работ;

Результаты ревизии заносят в паспорт трубопровода, после чего составляют акт ревизии. Работы, указанные в акте ревизии, подлежат обязательному выполнению в заданные сроки. Первую ревизию вновь введенных трубопроводов необходимо производить не позднее чем через 1 год.

Диагностика трубопроводов.

В процессе эксплуатации и при ремонтах промысловых трубопроводов необходимо проводить диагностику их технического состояния. Обычно для проведения диагностирования НГДУ заключает договор с организацией, имеющей лицензию на проведение такого вида работ. Вид и объем диагностических обследований промысловых трубопроводов определяет техническая служба НГДУ в зависимости аварийности и металлографического исследования аварийных образцов. Периодичность диагностики совпадает со сроками проведения ревизии (табл. № 2). Срок последующего контроля должен уточняться в зависимости от результатов предыдущего контроля. Оценка состояния контролируемого участка трубопровода может осуществляться одним или несколькими методами диагностики.

Основными методами контроля трубопроводов являются:

· ультразвуковой;

· радиографический;

· акустический.

Результаты контроля должны быть зафиксированы в заключениях, и храниться на объектах.

Данные о результатах контроля необходимо занести в паспорт трубопровода.

По результатам диагностики определяется дальнейший срок службы трубопровода. В случае обнаружения дефектов составляются мероприятия по их устранению или замене дефектных участков. Если толщина стенки трубопровода ниже отбраковочного уровня его следует вывести из эксплуатации.

Периодические испытания трубопроводов.

Надежность работы трубопроводов должна проверяться путем периодических гидравлических испытаний на прочность и плотность.

Периодичность испытания трубопроводов приурочивают к времени проведения ревизии трубопровода, и она должна составлять:

· для трубопроводов 1 категории – 1 раз в два года.

· для трубопроводов 2 категории – 1 раз в четыре года.

· для трубопроводов 3 категории – 1 раз в восемь лет.

Все трубопроводы испытывают на прочность давлением, равным 1,25 от рабочего давления. Выкидные линии скважин испытывают в течение 6 часов. Нефтесборные коллекторы и напорные нефтепроводы в течение 24 часов. При невозможности длительных остановок трубопроводов для испытания из-за наличия только одной нитки продолжительность испытаний может быть изменена по решению руководства НГДУ.

После испытания на прочность проводятся испытания на плотность давлением, равным рабочему давлению, в течение времени, которое необходимо для тщательного осмотра трубопровода, но не менее 24 часов.

Периодические испытания проводят под руководством лица, ответственного за их безопасную эксплуатацию, и оформляются актом, на основании которого делается запись в паспорте трубопровода, и назначается срок следующего испытания.

Не нашли, что искали? Воспользуйтесь поиском по сайту: