21.2.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.

21.3. 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 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
1	2	3
1	Выкидные линии скважин	до 2
2	Нефтесборные коллекторы 2 порядка	до 2
3	Нефтесборные коллекторы 1 порядка	до 2
4	Напорные нефтепроводы	до 3,5
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.