Основные технологические параметры.

⇐ ПредыдущаяСтр 28 из 33Следующая ⇒

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 предприятием акт ввода объекта в эксплуатацию рабочей комиссией (п. 6.3 РД). Паспорт трубопровода в процессе эксплуатации дополняется документами текущего надзора за трубопроводами, 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. Рабочее давление в системах сбора жидкости (нефти, газа и воды).

Таблица.№ 21.1

№ п/п	Назначение трубопровода	Рабочее давление Р, МПа

	Выкидные линии скважин	до 2
	Нефтесборные коллекторы 2 порядка	до 2
	Нефтесборные коллекторы 1 порядка	до 2
	Напорные нефтепроводы	до 3, 5
	Внутриплощадочные трубопроводы	Согласно регламентов ДНС, УПСВ, ЦППН

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:

а) 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;
б) 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 составляет +2- + 40 ^оС.

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

Борьба с осложнениями

Технологическая схема и конструктивное оформление трубопроводов сбора нефти выбираются из условий эффективного применения технологических методов борьбы со следующими вредными факторами:

· коррозией (обеспечение эмульсионного течения, использование ингибитора коррозии трубопроводов, применение труб из неметаллических материалов, применение защитных покрытий)

· замораживанием (достаточного заглубления, использование теплоизоляционных материалов),

· отложениями песка (пескоуловители), парафина (очистка пропуском очистных устройств, пропарка),

· скоплениями пластовой воды и газа в них (обеспечение скорости выноса водных и газовых скоплений

Отложения парафина, песка, окислов железа

Для предотвращения отложений парафина, песка, окислов железа и других механических примесей в трубопроводах необходимо строго соблюдать технологические параметры работы трубопроводов, проводить мероприятия по предупреждению данных отложений, использовать хим.реагенты, предотвращающие отложения парафина. Для ликвидации отложений парафина и механических примесей необходимо производить очистку полости трубопроводов, применяя очистные устройства (скребки ) согласно инструкций по очистке полости трубопроводов. Допускается промывка полости трубопровода горячей нефтью. Узлы запуска и приема очистных устройств должны предусматриваться на трубопроводах диаметром 200 мм и более. Выбор метода очистки (механический, химический, термический, комбинированный) должен быть подтвержден технико-экономическим расчетом.

Защита от коррозии

Комплекс мероприятий по защите от внутренней коррозии разрабатывается проектной организацией и в общем случае включает:

A. Технологические методы:

· Поддержание в системе нефтесбора гидродинамического (турбулентного) режима течения продукции скважин, препятствующего выпадению свободной воды из нефтяного потока;

· Сброс избыточного количества свободной воды на УПСВ;

· Очистку трубопроводов от механических примесей, продуктов коррозии, воды в застойных зонах;

B. Специальные методы защиты, включают применение защитных покрытий, футеровок химических реагентов, электрохимическую защиту.
C. Контроль коррозийной активности и физико-химических свойств среды.

Защита трубопроводов от внешней коррозии осуществляется с помощью изоляционных покрытий и средств электрохимзащиты, которые предусматриваются проектом и монтируются на трубопроводах до их сдачи в эксплуатацию. В процессе эксплуатации трубопроводов необходим постоянный контроль за состоянием изоляционного покрытия и нормального функционированием средств электрохимической защиты (ЭХЗ), который осуществляет служба электрохимической защиты предприятия.

Замораживание трубопроводов

Во избежание замораживания продукции, трубопроводы заглубляются в грунт ниже точки промерзания. Для предотвращения замораживания участков трубопроводов, незаглубленных в грунт (надводные и надземные переходы), необходимо обеспечивать бесперебойную работу трубопроводов в соответствии с регламентными нормами, строго соблюдать технологические параметры работы трубопроводов, своевременно производить подачу в трубопроводы хим.реагенты, предотвращающие замораживание трубопровода, при длительной остановке необходимо заполнить чистой нефтью, Допускается обмотка трубопроводов утеплителями. Для ликвидации замороженных участков трубопроводов разрешается применять отогрев горячей воды или паром. Использовать открытый или закрытый огонь для отогрева трубопроводов строго запрещается!

21.8. Техническое обслуживание и ремонт трубопроводов

21.8.1. 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 предприятия 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 вдоль трассовых 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. Сроки проведения ревизии приведены в табл.1.

Табл. № 21.2. Периодичность ревизий трубопроводов.

ОБЪЕКТ РЕВИЗИИ	ПЕРИОДИЧНОСТЬ РЕВИЗИЙ ТРУБОПРОВОДОВ ПО КАТЕГОРИЯМ
I	II	III	IV
ТРУБОПРОВОДЫ	1 раз в год	1 раз в 2 года.	1 раз в 4 года.	1 раз в 8 лет

Работы, выполняемые при ревизии указаны в п.7.5.2.5. (РД 39-132-94). Объем работ при ревизии трубопроводов определяет отдел технического надзора.

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 нефтедобывающее предприятие заключает договор с организацией, имеющей лицензию на проведение такого вида работ. Вид и объем диагностических обследований промысловых трубопроводов определяет техническая служба предприятия 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 предприятиях в центре диагностики.
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.

⇐ Предыдущая 23 24 25 26 272829 30 31 32 Следующая ⇒