Cтраница 1
Шлейфовый трубопровод соединяет распределительный пункт и устье скважины. [1]
Ингибирование шлейфовых трубопроводов, как правило, осуществляют для защиты оборудования добычи газа, но при необходимости возможен дополнительный ввод ингибитора в начале шлейфового трубопровода. [2]
При сооружении шлейфовых трубопроводов, транспортирующих агрессивный газ, предъявляют повышенные требования к хранению сварочных материалов. Безводородные электроды следует хранить в сухих отапливаемых помещениях. Температура хранения не должна быть ниже 18 С. После просушивания электроды, если их не применяют сразу же, следует хранить в обогреваемых переносных контейнерах до момента их использования. Это промежуточное хранение необходимо осуществлять при температуре 60 С. Продолжительность хранения в обогреваемых контейнерах не должна превышать 10 дней. [3]
Техническое состояние шлейфовых трубопроводов ( и метаноло-проводов) скважин ГПУ ООО Оренбурггазпром после продолжительной ( более чем 20 - 30-летней) эксплуатации является удовлетворительным. По результатам экспертного диагностирования их дальнейшая эксплуатация продлена на 5 лет. Остаточный ресурс трубопроводов по результатам расчетов на текущий момент составляет 30 лет и более. [4]
К промысловым газопроводам относятся шлейфовые трубопроводы для сбора газа и углеводородного конденсата, а при наличии газоперерабатывающего завода трубопроводы транспорта неочищенного газа от установок подготовки газа до газоперерабатывающего завода. [5]
Оценочные расчеты остаточного ресурса шлейфовых трубопроводов, выполненные по фактическим параметрам ( рабочим давлениям, минимальным измеренным толщинам стенок трубопроводов и усредненным скоростям общей коррозии) по стандартным методикам ( рис. 4), показали величины ресурса порядка 30 лет и более. [6]
Исходя из фактического состояния шлейфовых трубопроводов скважин ГПУ ООО Оренбурггазпром увеличение периодов между проведением их экспертного диагностирования является технически возможным и экономически целесообразным. [7]
В настоящее время 21 % шлейфовых трубопроводов скважин ГПУ находится в непрерывной эксплуатации свыше 30 лет, 44 % - от 20 до 30 лет, 35 % шлейфов скважин - до 20 лет, т.е. шлейфовые трубопроводы практически выработали нормативный ресурс, установленный требованиями НТД. [8]
Следует отметить, что сварные стыки шлейфовых трубопроводов предусмотрено контролировать только рентгеновской пленкой Д-7. Для такой пленки нужны надежные и долговечные рентгеновские аппараты. Опыт монтажа шлейфовых трубопроводов неочищенного газа свидетельствует о целесообразности использования для контроля качества сварки источников радиоактивного излучения, в том числе в комплекте с самоходными установками типа Сирена. Кольцевые сварные стыки трубопроводов, транспортирующих высокосернистый газ, контролируют радиографическим методом в объеме 100 % и после термической обработки в объеме 25 % ультразвуковым методом. Угловые и раструбные сварные соединения проверяют в объеме 100 % ультразвуковым методом, методом магнитных порошков или проникающей жидкостью. [9]
В настоящее время в ГПУ эксплуатируется около 2 0 тыс. км шлейфовых трубопроводов разных диаметров ( 219, 168, 114 и 89 мм) из отечественных сталей 12X1МФ и Ст 20 или импортных сталей типа Ст 20, изготовленных фирмами Италии, Франции, Испании, Японии, Германии, Бельгии. [10]
Выкидные линии нефтяных скважин обрабатываются ингибирован-ной жидкостью, поступающей из добывающих скважин, а ингибирование шлейфовых трубопроводов, как правило, осуществляется за счет ингибитора, применяемого для защиты оборудования для добычи газа. Для увеличения степени защиты выкидных линий и шлейфовых трубопроводов их дополнительно защищают периодическим или непрерывным вводом раствора ингибитора в начальные участки. Лучшая ингибиторная защита шлейфовых трубопроводов достигается при условии эксплуатации их в кольцевом режиме движения среды, когда растворенный в жидкой фазе ингибитор равномерно смачивает внутреннюю поверхность трубопроводов. [11]
В 2003 - 2005 гг. неразрушающий контроль был выполнен в 831 шурфе, подготовленном на трассах шлейфовых трубопроводов. [12]
Кроме НК металла в процессе диагностирования осуществляется контроль состояния ( эффективности) применяемой ЭХЗ и изоляционных покрытий шлейфовых трубопроводов с помощью современного электрометрического оборудования импортного и отечественного производства и соответствующих методик. Основным методом оценки состояния защищенности трубопроводов и качества изоляционных покрытий при этом является метод интенсивных электрометрических измерений. [13]
Система Коллектор 3 Онбийского месторождения включает в себя около 100 добывающих скважин, 7 групповых замерных установок, значительное число шлейфовых трубопроводов и сам нефтесборный коллектор. [14]
Ингибирование шлейфовых трубопроводов, как правило, осуществляют для защиты оборудования добычи газа, но при необходимости возможен дополнительный ввод ингибитора в начале шлейфового трубопровода. [15]