Производственно-технический нефтегазовый журнал
+7 (903) 580-85-63 +7 (495) 371-01-74 info@glavteh.ru
  • Главная
  • Трубопроводный транспорт
  • Модернизация камер пуска-приема очистных устройств для проведения внутритрубного технического диагностирования на трубопроводах АО «Самаранефтегаз

Модернизация камер пуска-приема очистных устройств для проведения внутритрубного технического диагностирования на трубопроводах АО «Самаранефтегаз

Многочисленные сети трубопроводов самого разного назначения стали непременной и весьма влиятельной составляющей экономической инфраструктуры всех цивилизованных государств. Роль трубопроводов в экономике страны трудно переоценить. В последние годы наблюдается увеличение объемов добычи нефти и газа, в связи с этим заметно вырос интерес к техническому состоянию и безопасности трубопроводных систем [1]. Поддержание в работоспособном и безопасном состоянии трубопроводов представляет собой сложную техническую и экономическую задачу, которая решается в зависимости от особенностей и условий эксплуатации трубопроводов в каждом конкретном случае. Одним из условий поддержания трубопроводных сетей в безаварийном, работоспособном состоянии состоит в регулярном осуществлении оценки их технического состояния, в том числе посредством внутритрубной инспекции.

Для проведения данных работ требуется действующий трубопровод с установленными камерами пуска и приема очистных устройств соответствующих линейных размеров. В АО «Самаранефтегаз» большинство эксплуатируемых камер произведены ООО «Синергия-Лидер» и в силу своих габаритов не позволяют разместить в полости камеры диагностический снаряд даже минимальных размеров. В результате совместной работы с производителем малогабаритных камер (ООО «Синергия-Лидер») изготовлено и испытано оборудование по увеличению линейных размеров камер, так называемые вставки-удлинители.

02.08.2015 Инженерная практика №08/2015
Пупченко Игорь Николаевич Первый заместитель генерального директора — главный инженер АО «Самаранефтегаз»
Кинчаров Александр Иванович Заместитель начальника Управления эксплуатации трубопроводов – главный инженер АО «Самаранефтегаз»
Белоглазов Александр Геннадьевич Главный специалист Управления эксплуатации трубопроводов АО «Самаранефтегаз»
Горохов Евгений Александрович Инженер-технолог Управления эксплуатации трубопроводов АО «Самаранефтегаз»

Оценка технического состояния трубопроводов проводится в целях повышения надежности и безопасности эксплуатации трубопроводных систем. В зависимости от условий эксплуатации, назначения и срока службы трубопровода выполняются следующие мероприятия по оценке технического состояния: контрольные осмотры; ревизии (включая техническое диагностирование); внутритрубные инспекции (ВТИ); экспертизы промышленной безопасности (ЭПБ) [2].

В настоящий момент протяженность действующего трубопроводного парка АО «Самаранефтегаз» составляет более 7 тыс. км трубопроводов различного назначения. В эксплуатации используются трубопроводы диаметром от 60 до 500 мм. Срок службы большей части трубопроводов превышает 10 лет.

Ввиду необходимости продления срока безопасной эксплуатации парка трубопроводов, отработавших нормативный срок службы, а также в целях предотвращения попыток хищения продукции путем несанкционированного отбора жидкости из трубопроводов необходимо своевременно проводить технологические мероприятия по повышению надежности трубопроводов.

Недопустимые дефекты и непригодные для эксплуатации участки трубопровода определяются на основе анализа отказов и по результатам проведенных мероприятий внутритрубной инспекции. Рассмотрим мероприятия по внутритрубной инспекции более подробно. Основными целями проведения внутритрубной инспекции являются:

  • определение местонахождения дефектов стенок трубопровода, связанных с потерей металла (внутренней и внешней коррозии, язв, питтингов);
  • обнаружение дефектов геометрии трубопровода (вмятин, гофр и сужений);
  • обнаружение дефектов в поперечных сварных швах;
  • обнаружение неприварных элементов трубопровода (кожухов, опор, не приварных муфт);
  • выявление мест несанкционированного отбора продукции;
  • составление перечня раскладки линейной части, диагностируемого участка трубопровода.

Внутритрубной инспекции подлежат нефтегазосборные, напорные трубопроводы, нефтепроводы внешнего транспорта, газопроводы без внутреннего покрытия, трубопроводы с номинальным диаметром 200 мм и более. Трубопровод должен быть оборудован КПП СОД, для приема ВИС» [3].

Конечно, внутритрубная инспекция трубопровода может быть проведена только при наличии соответствующих технических и технологических возможностей. Так, камеры пуска и приема очистных устройств (КППОУ) должны позволять обеспечивать прохождение диагностических снарядов, т.е. линейные размеры камер должны вмещать диагностический снаряд.

Вместе с тем на сегодняшний день 85% очищаемых трубопроводов в АО «Самаранефтегаз» оборудованы малогабаритными КППОУ производства ООО «Синергия-Лидер». Проведение внутритрубной инспекции трубопроводов, оборудованных камерами данного производителя, не предоставляется возможным ввиду недостаточных линейных размеров. Размеры камеры пуска и приема не позволяют вместить малогабаритный диагностический снаряд в ее полость, соответствующий заявленным требованиям. Эта проблема уже давно требовала решения. От АО «Самаранефтегаз» в адрес изготовителя малогабаритных камер был направлен запрос о модернизации КППОУ и удлинении камер до размеров, позволяющих вмещать диагностический снаряд.

Рис. 1. Вставка-удлинитель КППОУ
Рис. 1. Вставка-удлинитель КППОУ
Рис. 2. Камера пуска-приема очистных устройств
Рис. 2. Камера пуска-приема очистных устройств

В результате совместной работы инженеров Общества и ООО «Синергия-Лидер» решение проблемы было найдено. Нам удалось разработать дополнительное оборудование, входящее в состав камеры пуска и приема очистных устройств, названное вставкой-удлинителем КППОУ (рис. 1, 2): на камеру пуска и камеру приема очистных устройств с помощью резьбового соединения монтируется вставка-удлинитель соответствующего типоразмера. Применение данного оборудования позволяет увеличить линейные размеры камеры до размеров, позволяющих без особых сложностей вмещать диагностический снаряд.

Рис. 3. Схема камеры пуска-приема очистных устройств с установленной вставкой-удлинителем
Рис. 3. Схема камеры пуска-приема очистных устройств с установленной вставкой-удлинителем

ПРОМЫСЛОВЫЕ ИСПЫТАНИЯ ВСТАВОК-УДЛИНИТЕЛЕЙ

По результатам работы инженеров Общества и ООО «Синергия-Лидер» на одном из трубопроводов АО «Самаранефтегаз» были проведены опытно-промысловые испытания (ОПИ) по запуску и приему имитатора диагностического устройства диаметром 168 и длиной 2000 мм (рис. 3). Испытания проводились при давлении в трубопроводе, равном 0,65 МПа, и расходе жидкости – 20 м3/час. Результат ОПИ был признан удовлетворительным.

После проведения испытаний изготовителю были выданы рекомендации по доработке вставок-удлинителей, а также было одобрено применение данной разработки на камерах пуска и приема очистных устройств данного производителя

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

  1. http://www.rosneft.ru
  2. Стандарт компании «Правила по эксплуатации, ревизии, ремонту и отбраковке промысловых трубопроводов на объектах ОАО «НК «Роснефть» и его дочерних обществ» № П1-01.05 С-0038 версия 1.00, утвержденная приказом ОАО «НК «Роснефть» от 20.09.2013 №422
  3. Технологическая инструкция Компании «Оценка технического состояния промысловых трубопроводов ОАО «НК «Роснефть» и его дочерних обществ» № П1-01.05 ТИ-0023 версия 1.00, утвержденная приказом ОАО «НК «Роснефть» от 01.11.2012 №595. http://sinlid.ru

 

Комментарии

Эту публикацию еще никто не прокомментировал. Станьте первым, поделитесь своим мнением.

Написать комментарий
Комментировать
Читайте далее
Исследование эффективности потокоотклоняющих технологий в условиях повышенных пластовых температур
Технология одновременно-раздельной эксплуатации трех пластов
Реклама
Свежий выпуск
Инженерная практика №03/2018

Инженерная практика

Выпуск №03/2018

Сбор, подготовка и транспорт нефти.Рациональное использование ПНГ
Испытания установки предварительной подготовки дисперсных системРеализация программы утилизации ПНГ в ПАО «ЛУКОЙЛ»Оценка дебита скважин с использованием PVT-зависимостейУтилизация ПНГ: ароматизация тяжелых фракций, жидкофазное окислениеИнгибирование солеотложений карбонатного типаМеталлографитные покрытияАнализ операционных процессов при строительстве скважинСопровождение разработки и мониторинга объектов
Ближайшее совещание
Механизированная добыча, Разработка месторождений
Мониторинг – 2018
Производственно-технический семинар-совещание

Мониторинг ‘2018. Системы мониторинга и управления для эксплуатации мехфонда и контроля разработки месторождений

18 июня 2018 г., г. Москва
Интеллектуализация процессов добычи нефти (автоматизация, телемеханизация, интеллектуальные станции управления) с целью сокращения затрат, повышения наработки оборудования и дебита жидкости, увеличения энергоэффективности и контроля разработки месторождений, внедрение нового программного обеспечения, геофизического оборудования, интеллектуализация систем одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ) и др.
Ближайший тренинг
Механизированная добыча
Эффективность механизированного фонда – июнь 2018
Тренинг-курс

Повышение эффективности эксплуатации механизированного фонда скважин

18 – 22 июня 2018 г., г. Москва
Цель курса состоит в создании у слушателей комплексного и разностороннего представления о современной теории и практике работы с механизированным фондом скважин при решении ряда основных производственно-технических задач. Занятия проводятся с использованием новейших презентационных материалов и программных комплексов экспертами-практиками с большим производственным и научным опытом.