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).

№ 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:

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.

 

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,

· 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).

 

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!

 

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 ЩС, ЩСП, ГРВС, СМР и др.) 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 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 ЭХЗ, который осуществляет служба электрохимической защиты НГДУ.

 

⇐ Предыдущая12

Поделиться: