2. Классификация нефтепроводов внешнего транспорта нефти

В состав нефтепроводов внешнего транспорта нефти Южной части Приобского месторождения ООО «Газпромнефть-Хантос», на которые распространяется действие настоящего регламента, входят:

• нефтепровод Ø325 мм НПС «Приобская» - т. вр. в магистральный нефтепровод Ø1020 мм «Усть-Балык-Омск-1» 224 км;

• нефтепровод Ø426 мм НПС «Приобская» - т. вр. в магистральный нефтепровод Ø1020 мм «Усть-Балык-Омск-1» 224 км;

• нефтепровод Ø426 мм узел приема ОУ 129 км Приобского месторождения – т. вр. в магистральный нефтепровод Ø1020 мм «Усть-Балык-Омск-1» 224 км;

• нефтепровод Ø530 мм (перемычка) 28,5 км – 91 км Приобского месторождения;

• нефтепровод подключения Ø720 мм камера запуска ОУ ЛДПС «Демьянское» - ЛДПС «Демьянское»;

• нефтепровод Ø720 мм 91 км Приобского месторождения - т. вр. в магистральный нефтепровод Ø1020 мм «Усть-Балык-Омск-1» 224 км;

• нефтепровод Ø426 мм НПС «Приобская» - камера запуска СОД 1 км Приобского месторождения.

Необходимый уровень конструктивной надежности трубопроводов обеспечивается путем категорирования трубопроводов и их участков в зависимости от назначения и определения коэффициентов надежности, характеризующих назначение и условия работы трубопроводов, применяемые для трубопроводов материалы и действующие на них нагрузки.

5 Техническое обслуживание и эксплуатация нефтепроводов внешнего транспорта нефти

Нефтепроводы внешнего транспорта нефти Южной части Приобского месторождения в целом находятся в зоне производственной деятельности и ответственности за техническое состояние нефтепроводов по безопасной промышленной эксплуатации «Управления эксплуатации трубопроводов» («УЭТ») ООО «Газпромнефть-Хантос». Нефтепроводы находятся в зоне производственного контроля и безопасной промышленной эксплуатации в зоне ответственности «ЦТО и РТ» («Цеха технического обслуживания и ремонта трубопроводов») при оперативном руководстве «ЦИТС» («Центральной инженерной технологической службы») предприятия.

Эксплуатация опасных производственных объектов нефтегазодобычи ООО «Газпромнефть-Хантос», в т. ч. нефтепроводов внешнего транспорта нефти, осуществляется в соответствии с «Лицензией на эксплуатацию взрыво-пожароопасных объектов ЭВ 00006176(ДКС) от 26.06.07г., сроком действия до 2011г., выданной Ростехнадзором по ХМАО-Югра г. Ханты-Мансийск».

5.1 Выполнение технологических режимов эксплуатации нефтепроводов внешнего транспорта нефти

Основным технологическим показателем эксплуатации нефтепроводов внешнего транспорта нефти Южной части Приобского месторождения являются проходные давления в нефтепроводах.

Величины рабочих технологических давлений в нефтепроводах зависят от их гидравлических сопротивлений, от давления насосов внешней откачки ПНС «Приобская», от давлений на начальных и конечных участках нефтепроводов.

Рабочее технологическое давление нефтепровода Ø325 мм НПС «Приобская» - т. вр. в магистральный нефтепровод «Усть-Балык-Омск-1» 224 км составляет 3.9 МПа. Проектное (расчетное) рабочее давление нефтепровода – 6.3 МПа.

Рабочее технологическое давление нефтепровода Ø426 мм НПС «Приобская» - т. вр. в магистральный нефтепровод «Усть-Балык-Омск-1» 224 км составляет 3.9 МПа. Проектное (расчетное) рабочее давление нефтепровода – 6.3 МПа.

Рабочее технологическое давление нефтепровода Ø426 мм узел приема ОУ 129 км Приобского месторождения - т. вр. в магистральный нефтепровод «Усть-Балык-Омск-1» 224 км составляет 0.4 МПа. Проектное (расчетное) рабочее давление нефтепровода – 6.3 МПа.

Рабочее технологическое давление нефтепровода Ø530 мм (перемычка) 28,5 км - 91 км Приобского месторождения составляет 1.7 МПа. Проектное (расчетное) рабочее давление нефтепровода – 6.3 МПа.

Рабочее технологическое давление нефтепровода подключения Ø720 мм камера запуска ОУ ЛДПС «Демьянское» - ЛДПС «Демьянское» составляет 0.37 МПа. Проектное (расчетное) рабочее давление нефтепровода – 6.3 МПа.

Рабочее технологическое давление нефтепровода Ø720 мм 91 км Приобского месторождения - т. вр. в магистральный нефтепровод «Усть-Балык-Омск-1» 224 км составляет 0.7 МПа. Проектное (расчетное) рабочее давление нефтепровода – 6.3 МПа.

Рабочее технологическое давление нефтепровода Ø426 мм НПС «Приобская» - камера запуска СОД 1 км Приобского месторождения составляет 3.9 МПа. Проектное (расчетное) рабочее давление нефтепровода – 6.3 МПа.

Давления в различных точках нефтепроводов внешнего транспорта нефти при нормальных условиях эксплуатации не должны выходить за пределы изменений, установленных в нормах технологических режимов работы нефтепроводов.

Если давления выходят за пределы изменений, указанных в нормах, то это свидетельствует о неполадках в работе нефтепроводов внешнего транспорта нефти:

• если технологические давления превышают установленные рабочие, то это свидетельствует о дополнительных сопротивлениях в нефтепроводах за данными точками системы транспорта условно безводной нефти, появившихся в результате парафиноотложений, возможных скоплений механических примесей, продуктов коррозии и пластовой воды на пониженных участках нефтепроводов, неисправностей или перекрытия запорной арматуры;

• если технологические давления менее установленных рабочих, то это может быть следствием потери герметичности нефтепроводов перед или за данными точками системы транспорта условно безводной нефти.

Любые операции с запорной арматурой на нефтепроводах внешнего транспорта нефти производственным персоналом «Цеха технического обслуживания и ремонта трубопроводов» («ЦТО и РТ») «Управления эксплуатации трубопроводов» («УЭТ») без согласования с ЦИТС ООО «Газпромнефть-Хантос», «Управлением добычи нефти и газа» («УДН и Г») и «Управлением подготовки нефти и газа» («УПН и Г») запрещаются. При перераспределении по нефтепроводам потоков транспортируемой условно безводной нефти «ЦТО и РТ» согласовывает свои оперативные действия с «УЭТ» и ЦИТС ООО «Газпромнефть-Хантос».

Контроль технологических параметров, технического состояния основного и вспомогательного технологического оборудования, систем, контроль текущего положения запорной арматуры нефтепроводов выполняется диспетчерской службой ЦИТС на основании приказа «УЭТ» ООО «Газпромнефть-Хантос» о распределении функций, границ обслуживания между цехами в пределах своих установленных границ.

Во всех случаях изменений рабочих технологических давлений в нефтепроводах оператор НПС «Приобская» докладывают диспетчеру ЦИТС и руководству предприятия причины изменений технологических давлений, которые при необходимости устраняются.

Для измерения давлений в нефтепроводах применяются проверенные опломбированные и имеющие паспорта приборы класса точности не ниже 1,0 (рабочее давление трубопроводов свыше 2,5 МПа).

При всех способах испытаний нефтепроводов на прочность и плотность, проверке на герметичность применяются манометры класса точности не ниже 1,0 и с предельной шкалой на давление около 4/3 от испытательного, устанавливаемые вне охранных зон.

Поверка манометров осуществляется специализированными службами.

Регистрация текущих параметров режима работы нефтепроводов внешнего транспорта нефти /давлений в нефтепроводах и количества транспортируемой нефти/ производится ежедневно оператором НПС «Приобская» в специальном журнале (технологических картах).