АНАЛИЗ ЭКСПЛУАТАЦИИ СИСТЕМЫ ОЧИСТКИ И ДИАГНОСТИРОВАНИЯ МЕСТОРОЖДЕНИЯ ИМ. ВЛАДИМИРА ФИЛАНОВСКОГО. 6 Диплом. 2. 7 Описание конструкции камер запускаприема очистки и диагностики
 Скачать 1.94 Mb.
|
Введение Трубопроводный транспорт нефти и газа – одно из важнейших звеньев энергетической отрасли России и мировой энергетики в целом. Экспорт углеводородов ежегодно приносит нашей стране солидную долю государственного бюджета и обеспечивает энергетическую безопасность европейских стран. Ни для кого не является секретом, что экономика России сильно зависима от доходов от реализации углеводородов, и в ближайшем будущем экономический рост нашей страны будет зависеть от них. Это и позволяет провести прямую зависимость между безопасностью трубопроводной транспортировки и экономической стабильностью. Поэтому одной из важнейших проблем трубопроводного транспорта является сохранение безаварийного состояния линейной части трубопроводов. Подводные трубопроводы, работающие при нормальных режимах, сохраняются, по крайней мере, несколько десятков лет. Так, например, в США некоторые трубопроводы, проработавшие около двадцати лет, полностью сохранились и не требуют ремонта. Этому способствовало большое внимание, которое уделяется систематическому контролю состояния подземных и надземных трубопроводов и своевременная ликвидация появляющихся дефектов. Как известно, что существует множество методик, которые позволяют рассчитать аварийность участка трубопровода в зависимости от хрупкого разрушения, коррозионной обстановки, износа и прочих факторов. Но как показывает практика проведения внутритрубного диагностирования, большинство дефектов на трубопроводах появляются в результате коррозионных и механических повреждений, определение места и характера, которые связаны с рядом трудностей и большими материальными затратами. Совершенно очевидно, что вскрытие трубопровода для его непосредственного визуального обследования экономически неоправданно. Поэтому в течение последних десятков лет в нашей стране и за рубежом усилие специализированных научно–исследовательских и проектных организаций направлено на решение проблемы определения состояния подводных и подземных трубопроводов без их вскрытия. Эта проблема связана с большими техническими трудностями, однако при использовании современных методов и средств измерительной техники она успешно решается. Техническая диагностика является средством, обеспечивающим экономичность, эффективность и надежность работы оборудования, позволяет осуществить переход от регламентного ремонтно–технического обслуживания к системе технического обслуживания с учетом фактического технического состояния. Для определения технического состояния объекта широко используются методы внутритрубного диагностирования. Внутритрубное диагностирование – комплекс технологических операций, реализуемых путем пропуска внутри трубопровода специальных устройств (внутритрубных снарядов). Она позволяет проводить обследование линейной части трубопроводов на всем ее протяжении, выявлять различного типа несовершенства трубных сталей и дефекты в стенках труб, являющиеся потенциальными причинами аварий и инцидентов. Методы дефектоскопии основаны на анализе искажений физического поля различной природы, вносимых дефектов в процессе контроля изделия, и на зависимости результирующих полей от свойств, структуры и геометрии объекта. Информация о результирующем поле позволяет судить о наличии дефекта, его местоположении и размере. На основании вышеизложенного основной задачей дипломного проекта является разработка программы проведения внутритрубного диагностирования на месторождении им. В. Филановского, которая будет направлена на систематизацию контроля при поэтапном планирование работ, определения технического состояния трубопроводных систем месторождения, а также с последующим планированием ремонтных работ. 1 Характеристика объекта 1.1 Общие сведения о месторождении Морское газоконденсатонефтяное месторождение им. В.°Филановского расположено на территории лицензионного участка «Северный» в российском секторе северной части Каспийского моря, на мелководной части в 170 км южнее г.Астрвхань‚ в 20 км восточнее острова Малый Жемчужный и в 120 км северо–восточнее острова Тюлений в соответствие с рисунком 1.1.  Рисунок 1.1 – Концепция обустройства месторождений и структур Каспийского моря Расстояние до ближайшего Российского побережья около 130 км. Протяжённость морского пути от месторождения до порта Астрахань составляет 185 миль. Ближайшее месторождение Ракушечное находится в 8 км севернее, месторождение им. Ю. Корчагина в 35 км на юго–восток. 1.2 Геолого–физическая характеристика месторождения Структурная карта по нефтегазоносным горизонтам месторождения им. В.°Филановского представлена на рисунке 2.1.  Рисунок 1.2 – Структурная карта по нефтегазоносным горизонтам Всего на месторождении выявлено шесть залежей: одна газовая (палеоген), три газоконденсатных (альб, апт и келловей) и две нефтегазоконденсатные (неокомский надъярус и волжский ярус). Основными эксплуатационными объектами являются нефтегазоконденсатные (НГК) залежи неокомского надъяруса (К1пс) и волжского яруса (J3v), которые представлены на рисунке 1.2. Залежь неокомского надъяруса пластовая сводовая. Ее размеры 20,4x4,8 км, в том числе газовой шапки – 19,1x4,2 км. Высота этажа нефтеносности равна 19,9 м, газоносности – 101,7 м. Залежь приурочена к терригенной толще, условно разделенной на три пласта–коллектора. Пласт I сложен преимущественно песчаниками, пласты II, III –алевролитами. Коэффициент песчанистости составляет 0,75, расчлененность – 12. Проницаемость пластов–коллекторов по данным гидродинамических исследований горизонтальных скважин в среднем равна 0,128 мкм2, газонефтяной контакт находится на глубине 1517,2 м, водонефтяной контакт находится 1537,1 м. Залежь волжского яруса неполнопластовая сводовая. Ее размеры 5,7x2,3 км, в том числе газовой шапки 3,2x1,7 км, высота этажа нефтеносности равна 19,9 м, газоносности –17,2 м Залежь приурочена к карбонатным отложениям. В кровле пласты представлены каверново–поровыми и неравномерно–поровыми доломитами и известняками, обладающими хорошими коллекторскими свойствами. В подошве волжского яруса залегают плотные доломитизированные известняки. Коэффициент эффективной толщины равен 0,92, расчлененность – 2. Проницаемость пластов–коллекторов по данным гидродинамических исследований горизонтальных скважин в среднем составляет 0,013мкм2, газонефтяной контакт находится на глубине 1517,2 м, водонефтяной контакт находится 1537,1 м. 1.3 Физико–химические свойства пластовых флюидов Нефти неокомского надъяруса и волжского яруса в пластовых условиях легкие (плотность 807–810 кг/м3 ), маловязкие (0,52–0,46 мПа–с), с газосодержанием 107,8–118 м3 /т. Давление насыщения нефти газом равно начальному пластовому на газонефтяном контакте (ГНК) и составляет 16,5–16,6 МПа. Массовое содержание смол в нефти равно 2,7%, асфальтенов 0,1 %, парафинов 9%, солей 10%, механических примесей 0,05%. Температура плавления парафина равна 54оС. Объёмный выход фракций до 100оС равен 6%, до 200оС – 28%, до 300оС – 52%, до 350оС – 66%. Газ неокомского надъяруса и волжского яруса имеет следующие свойства: коэффициент сверхсжимаемости (z) – 0,89, объёмный коэффициент – 0,00633, плотность в условиях пласта – 115,9 кг/м3, вязкость в условиях пласта – 0,013 мПас, теплоемкость – 60,5 Дж/оС, молекулярная масса – 19,3 г/моль. Пластовый газ состоит из: двуокиси углерода 0,32%, азота 1,46%, метана 89,14%, этана 4,66%, пропана 1,73%, изобутана 0,25%, н–бутана 0,57%, изопентана 0,20%, нпентана 0,27%, изогексана 0,15%, н–гексана 0,22%, оставшиеся компоненты (от С7 и более) – 1,03%. Газовый конденсат неокомского надъяруса и волжского яруса имеет следующие свойства: плотность (стандартные условия) – 722 кг/м3, вязкость (стандартные условия) – 0,54 мПас, молекулярная масса – 108 г/моль. Пластовый газовый конденсат состоит из: двуокиси углерода 0,11%, азота 0,08%, метана 14,83%, этана 4,24%, пропана 4,63%, изобутана 1,68%, н–бутана 5,2%, изопентана 3,29%, н–пентана 5,51%, изогексана 3,99%, н–гексана 7,38%, оставшиеся компоненты (от С7 и более) – 49,06%. 1.4 Запасы нефти, газа, коэффициент извлечения нефти Запасы по категориям 3Р (доказанные, вероятные и возможные) оцениваются в 570 млн баррелей нефтяного эквивалента. Извлекаемые запасы оцениваются в 28,8 млн тонн нефти и 63,3 млрд куб. м газа. Максимальный уровень добычи нефти и газового конденсата составляет 2,3 млн. тонн в год и 1,2 млрд. куб. м газа в год. Разработка месторождения в соответствии с проектным вариантом позволит достигнуть конечный коэффициент извлечения нефти (КИН), равный 30 %. 2 Расчетно-техническая часть 2.1 Определение целей и задач технического диагностирования Процесс технического диагностирования начинается с определения эксплуатирующей организацией целей и задач технического диагностирования, а также определения требований к исполнителю технического диагностирования. В числе задач технического диагностирования – обнаружение и идентификация определенных типов дефектов с требуемой точностью. К основным требованиям к точности обнаружения дефектов относятся: точность определения размеров дефектов; точность определения положения дефектов на трубопроводе в продольном направлении (дистанция) и на окружности поперечного сечения трубопровода (угол). Эксплуатирующая организация на основании сформулированных задач и требований формирует техническое задание (ТЗ) на проведение работ по техническому диагностированию. В ТЗ могут указываться требования к видам и методам проведения технического диагностирования и объемам контроля. Руководствуясь полученными от эксплуатирующей организации сведениями, исполнитель технического диагностирования формирует предложения по проведению технического диагностирования с использованием диагностического оборудования и методик, отвечающих требованиям, установленным в эксплуатирующей организации. 2.2 Виды технического диагностирования В настоящее время существуют следующие виды технического диагностирования, применяемые на объектах трубопроводного транспорта: внутритрубное диагностирование (ВТД); наружное диагностирование методами неразрушающего контроля (НК); электрометрическое диагностирование (ЭД). ВТД применяют при обследовании линейной части магистрального нефтепровода (ЛЧ МН) в целях выявления дефектов геометрии трубопроводов, дефектов стенки трубы и сварных швов Наружное диагностирование методами НК применяют при обследовании элементов линейной части магистрального трубопровода, на которых, в силу их конструктивных особенностей, не проводят ВТД. Наружное диагностирование методами НК проводят на трубопроводах, обследованных визуально–инструментальным контролем, в целях верификации данных ВТД и на участках с отсутствием диагностической информации ВИК. ЭД применяют при обследовании ЛЧ МН для оценки состояния изоляционного покрытия, определения коррозионного состояния ЛЧ МН, причины и скорости коррозии, оценки состояния средств электрохимической защиты. При отсутствии возможности проведения ВТД определение технического состояния трубопровода проводят на основании анализа технической документации на трубопровод; обследования коррозионного состояния и состояния противокоррозионной защиты трубопровода; определения планово–высотного положения и глубины залегания трубопровода; обследования трубопровода методом акустико–эмиссионного контроля (АЭК); проведения ДДК на участках трубопроводов с потенциальными дефектами стенки трубы, сварных швов, изоляционного покрытия по результатам АЭК и обследования коррозионного состояния трубопровода; проведения визуально–инструментального контроля; проведения ультразвукового контроля; проведения ультразвуковой толщинометрии; проведения магнитопорошкового контроля; проведения капиллярного контроля. 2.3 Методы технического диагностирования Методы технического диагностирования позволяют обнаружить дефекты различного происхождения, определять их характер и размеры, а, следовательно, появляется возможность классифицировать их по степени опасности и устанавливать очередность ремонта. При этом значительно сокращаются общие объемы работ, так как ремонт производится выборочно. Методы диагностирования позволяют резко сократить и аварийные ситуации. 2.4 Отчистка внутренней полости трубопроводов С целью поддержания пропускной способности и предупреждения скапливания воды и внутренних отложений, а также для подготовки трубопроводов к внутрнтрубной инспекции и переиспытаниям должна проводиться отчистка внутренней полости трубопроводов пропуском очистных устройств. Существуют следующие виды очистки: периодическая: для удаления парафиновых отложений, скоплений воды и газа с целью поддержания проектной пропускной способности нефтепроводов и предупреждения развития их внутренней коррозии; целевая: для удаления остатков гермтезаторов после проведения ремонтных работ на линейной части нефтепроводов; преддиагностическая: для обеспечения необходимой степени отчистки внутренней полости нефтепроводов в соответствии с техническими характеристиками внутритрубных инспекционных приборов. Очистка производиться в соответствии с разработанными и утвержденными главным инженером эксплуатирующей организации инструкциями. 2.5 Объекты, подлежащие очистке и диагностике ООО «ЛУКОЙЛ–Нижневолжскнефть» планирует выполнять очистку и диагностирование нижеуказанных трубопроводов: многофазный трубопровод ЛСП–2 – Райзерный Блок (далее РБ) месторождения им. В. Филановского диаметром 559х20,6‚ общей протяженностью 5,9 км; водовод РБ месторождения им. В. Филановского – ЛСП–2 диаметром 406,4х12,7. общей протяженностью 5,9 км; газлифт РБ месторождения им. В. Филановского – ЛСП–2 диаметром 168,3х12‚7, общей протяженностью 5,9 км. Технические характеристики участков трубопроводов приведены в таблицах 2.1, 2.2, 2.3. Таблица 2.1 – Основные технические характеристики многофазного трубопровода – ЛСП–2 – РБ м/р им. В. Филановского
Таблица 2.1 – Продолжение
Таблица 2.2 – Основные технические характеристики водовода – ЛСП–2 – РБ м/р им. В. Филановского
Таблица 2.3 – Основные технические характеристики газлифта – ЛСП–2 – РБ м/р им. В. Филановского
2.6 Организация проведения диагностирования и очистки трубопровода 2.6.1 Общие положения Работы по диагностированию и очистке проводятся по согласованному графику работ. Распоряжением по цеху из состава ИТР назначается руководитель работ (ответственное лицо) ответственные работ за безопасное проведение работ по пуску и приему очистных устройств. Руководитель работ проводит инструктаж на рабочих местах с разъяснением обязанностей и порядка проводимых операций каждому работнику, участвующему в пуске и приеме очистных устройств. Проведение инструктажа оформляется в специальном журнале. Очистное устройство разрешается пускать при наличии наряда–допуска, устойчивой связи между узлами пуска и приема очистного устройства, диспетчерской службой. Функции руководителя работ: осуществление общего мониторинга проведения работ по очистке; организация открытия/закрытия запорной арматуры на трубной обвязке КЗ СОД; организация открытия/закрытия КЗ СОД; контроль за соблюдением и обеспечение всех требований безопасности и технических правил; организация бесперебойной связи на весь период работ; подготовка актов по результатам работ; обеспечение мер по охране окружающей среды; выполнение технологии проведения очистки, согласно утвержденной инструкции и нормативной документацией РФ; выполнение приемки результатов работ в соответствии с нормативной документацией РФ; Все инженерно–технические работники, рабочие, а также материалы и ресурсы, необходимые для производства работ, находятся в полном распоряжении руководителя работ. Все распоряжения и указания отдаются только руководителем работ. Все лица участвующие при проведении данных работ, ИТР и рабочие, должны быть ознакомлены с Инструкцией под роспись. До начала производства работ все лица, задействованные в данном процессе, собираются на оперативное совещание для выполнения следующих мероприятий: проверяется оснащенность рабочих; уточняется схема организации связи (с номерами средств связи для каждого участника работ) и проверяется ее работоспособность; проверяется готовность оборудования к очистке; Руководитель работ лично проверяет выполнение всех подготовительных мероприятий. Руководитель работ дает команду о начале работ только после окончания проверки и полной готовности участка трубопровода и всех подразделений, участвующих в работах. В процессе эксплуатации подводного трубопровода транспорта нефтесодержащих продуктов выполняется операции запуска и/или приема диагностирующих и очистных устройств. Для запуска/приема диагностирующего, очистного (или разделительного) устройства в подводный трубопровод предусмотрен узел приема/запуска очистных и диагностирующих устройств 14–V3103 (Приложение А). Периодичность запуска средств очистки и диагностики (СОД) определяется соответствующим графиком, утвержденным главным инженером, исходя из фактического гидравлического состояния участков нефтепровода, по параметрам работы нефтепровода, свойствам и объемам перекачиваемой нефти, Подготовка узла приема/запуска 14–V3103 и сама процедура приема или запуска СОД трубопровода проводится в строгом соответствии с инструкцией по эксплуатации, разработанной изготовителем данного оборудования. 2.6.2 Последовательность операций при проведении процедуры запуска СОД из узла приема/запуска СОД 14–V3103 в многофазный трубопровод с ЛСП-2 до РБ Перед открытием торцевой крышки–затвора камеры запуска СОД необходимо произвести дренирование и застревание камеры СОД. После открытия крышки затвора поместить СОД во входную камеру и разместить дальше входа ГЖС в камеру при пуске СОД. Перед закрытием проверить визуально целостность герметичного уплотнения, затем закрыть торцевую крышку затвора и убедиться в плотности ее прилегания для Обеспечения герметичности камеры. Проверить линию PSV–003‚ подключить предохранительный клапан PSV–003 открытием шарового крана ВV31039. Для сброса воздуха из камеры запуска СОД: открыть арматуру ВV31040 и GLV31018 на линии продувки выходной камеры СОД в систему разрядки; открыть арматуру GLV31016, ВV31037 на линии подачи азота в камеру запуска СОД. Продуть азотом узел запуска СОД 14–V3103 с отводом азота в систему разрядки. Прекратить подачу азота закрытием арматуры GLV31016, ВV31037. Закрыть арматуру ВV31040 и GLV31018. Открыть ВV51046, ВV51044 для выравнивания давления в камере запуска СОД. Открыть плавно запорные арматуры ВV31035 и ВV31046 подать продукт в камеру, контролировать рост давления в камере до и после СОД. После выравнивания давления в камере запуска СОД и в транспортном трубопроводе открыть по ходу технологического потока первый шаровый кран ВV31041 на выходе мульти фазной продукции из камеры запуска СОД. закрыть ВV51046, ВV51044. Открыть вторую по ходу технологического потока электроприводную задвижку ВV31042 на выходе продукта из камеры запуска СОД. Перевести поток транспортируемого продукта через камеру запуска СОД, прикрытием основных электроприводных задвижек ВV1047 и ВV1021. Потоком мульти фазной продукции СОД выталкивается из камеры запуска СОД, далее направляется в транспортный трубопровод. Во время запуска СОД на пульте АСУТП необходимо контролировать изменение давления давлением на трубопроводе. О выходе СОД из камеры сигнализирует датчик прохождения Х1005 и Х1006 и переносной локатор оператора ДНГ ‚ фиксирующий сигнал в возможно нижней части трубопровода на ОП–1. После ухода СОД необходимо выждать десятиминутную работу продукта через камеру и после направить поток по основной линии транспорта продукта открытием электроприводных задвижек ВV31047и ВV31021. Отсечь камеру запуска СОД: по выходу – закрыть электроприводные задвижки ВV31041 и ВV31042; по входу –закрыть ВVЗ1035 и ВV1046. Открытием арматуры ВV51046‚ ВV51044, GLV51745 дренировать жидкость из камеры запуска СОД 14–V3103 в систему открытого опасного дренажа. Открытием арматуры ВV31040 и GLV31018 сбросить давление в камере запуска СОД 14–V3103 в разрядную емкость. Открыть краны шаровые ВV31037‚ GLV31016 на линии подачи азота в камеру пуска СОД. Продуть азотом узел запуска СОД 14–V3103 с отводом азота в разрядную емкость. Прекратить подачу азота закрытием шаровых кранов ВV31037, GLV 31016. 2.6.3 Последовательность операций при проведении процедуры приема СОД в узел приема/запуска СОД 13–V3103 с многофазного трубопровода После получения информации о запуске СОД произвести прием рабочей жидкости трубопровода через камеру. Убедиться в герметичности прилегания торцевой кринки-затвора камеры приема СОД, отпрессовать камеру на рабочее давление. Проверить линию на открытие арматур и табличку о тарировке, подключить предохранительный клапан PSV–001 открытием шарового крана ВAL–020; Для сброса воздуха из камеры запуска СОД: проверить линию на открытие арматур и табличку о тарировке открыть арматуру ВAL–018 и GLO–019 на линии продувки выходной камеры СОД в систему разрядки; открыть арматуры ВAL–015, ВAL–016 на линии подачи азота в камеру пуска СОД. Продуть азотом узел запуска СОД 13–V3103 с отводом азота в систему разрядки. Прекратить подачу азота закрытием шаровых кранов ВAL–015, ВAL–016. Закрыть арматуру и GLO–019 на продувочной линии и плавно набрать рабочее давление в камеру запуска СОД (контроль по показаниям манометров). Путем открытия ВAL–001, ВAL–002, ВAL–008 подать рабочую среду со стороны транспортного трубопровода. нефть в камеру приема СОД с целью ее заполнения. Уровнять давление в камере приема СОД и в транспортном трубопроводе. При равенстве давлений в транспортном трубопроводе и камере приема СОД (контроль по месту по показаниям манометров) последовательным открытием сдвоенных кранов шаровых ВAL–006, ВAL–007 на выходе из камеры приема скребка, настроить поток нефти через камеру, Прикрывая основную запорную арматуру на транспортном трубопроводе ВAL–003 направить основной поток рабочей среды через камеру приема СОД. Открыть ручную арматуру ВAL–004, байпасную линию ВAL–003. Проверить закрытие ВAL–0022, открыть ВAL–009 и GLO–010, после открытия указанных арматур приступать к плавному закрытию ВAL–006. О вхождении СОД в камеру приема сигнализирует изменение давления на пульте АСУТП с последующим подтверждением датчиком прохождения ХА001, ХА002 и переносным локатором оператора ТУ. После входа ОУ в камеру СОД дождаться, когда растравится трубопровод от скопившегося за ОУ газа, и выравнивания давления до рабочего. После этого направить поток по линии транспорта открытием электроприводной задвижки ВAL–003 товарной нефти. Электроприводную и ручную запорную арматуру ВAL–001, ВAL–002, ВAL–004, ВAL–009, GLO–010, ВAL–007 перевести в положение «закрыто». Открытием арматуры ВAL–002, ВAL–001, ВAL–003 перепустить жидкость из узла приема/запуска СОД 13–V3103 в систему закрытого опасного дренажа. Продуть азотом узел приема/запуска СОД, для чего открыть арматуру ВAL–015, ВAL–016 на линии подачи азота в камеру приема СОД. Продуть азотом узел приема СОД с отводом азота в закрытый дренаж. Прекратить подачу азота закрытием арматуры ВAL–015‚ ВAL–016. Всю запорную арматуру узла приема / запуска СОД 13–V3103 перевести в положение «закрыто». Открыть торцевую крышу–затвор и извлечь из камеры приема СОД соответствующее устройство очистки/диагностики трубопровода. После извлечения из камеры СОД устройство очистки закрыть крышку-затвор. 2.6.4. Последовательность технологического процесса при проведении работ по очистке и диагностике водовода РБ – ЛСП–2 Перед открытием торцевой крышки-затвора камеры запуска СОД необходимо произвести дренирование, убедиться в отсутствии жидкости и избыточного давления в камере запуска СОД. После открытия крышки затвора поместить СОД во входную камеру используя офшорный кран. Перед закрытием проверить визуально целостность герметичного уплотнения и посадочное место крышки в камере, закрыть торцевую крышку–затвор и убедиться в плотности ее прилегания для обеспечения герметичности камеры. Проверить линию PSV–007, подключить предохранительный клапан PSV–007 открытием шарового крана ВAL–160. Плавно подать продукт в камеру через ВAL–147, ВAL–149, ВAL–150 и GLO–151. Заполнение камеры продуктом контролировать с помощью GLO–151. Уровнять давление в камере запуска СОД и в транспортном трубопроводе. После выравнивания давления в камера запуска СОД и в транспортном трубопроводе открыть ВAL–148, закрыть ВAL–147, ВAL–149, ВAL–150 и GLO–151. Открыть вторую по ходу технологического потока электроприводную задвижку ВAL–146 на выходе продукта из камеры запуска СОД. Убедившись в равенстве давлений в транспортном трубопроводе и на выходе из камеры запуска СОД, открыть первую по ходу технологического потока электроприводную задвижку ВAL–145 на выходе из камеры запуска СОД. Перевести поток транспортируемого продукта. через камеру запуска СОД, прикрытом основной электроприводной задвижки ВAL–143. Потоком продукта СОД выталкивается из камеры запуска СОД, далее через тройник направляется в транспортный трубопровод. Во время запуска СОД на пульте АСУТП необходимо контролировать изменение давления давлением на трубопроводе. О выходе СОД из камеры сигнализирует датчик прохождения ХА015 и ХА016 и переносной локатор оператора ТУ, фиксирующий сигнал в возможно нижней части трубопровода на РБ. После ухода СОД выждать 10-минутную работу продукта через камеру и после направить поток по основной линии транспорта продукта открытием электроприводной задвижки ВAL–143. Отсечь камеру запуска СОД: по выходу – закрыть электроприводные задвижки ВAL–145, ВAL–146; по входу – закрыть ВAL–, ВAL–148. Открытием арматуры ВAL–152, ВAL–153 перепускаем жидкость из камеры запуска СОД 13–V–3108 в систему закрытого дренажа. Открыть краны шаровые ВAL–155, ВAL–156 на линии подачи азота в камеру пуска СОД. Продуть азотом узел запуска СОД 11–V–3108 с отводом азота в систему закрытого дренажа. Прекратить подачу азота закрытием шаровых кранов ВAL–155, ВAL–156. Закрыть шаровые краны ВAL–152‚ ВAL–153. 2.6.5 Последовательность операций при проведении процедуры приема СОД в узел приема/запуска СОД 14–V3102 с водовода ЛСП–2 После получения информации о запуске СОД произвести прием рабочей жидкости трубопровода через камеру, убедиться в герметичности прилегания торцевой крышки-затвора камеры приема СОД, опрессовать камеру на рабочее давление. Проверить линию на открытие арматур и табличку о тарировке подключить предохранительный клапан PSV–002 открытием шарового крана BV31025. Для сброса воздуха из камеры запуска СОД: проверить линию на открытие арматур и табличку о тарировке открыть арматуру BV31026 на линии продувки выходной камеры СОД в систему открытого дренажа; открыть арматуру BV31020, GLV31007 на линии подачи азота в камеру пуска СОД. Продуть азотом узел запуска СОД 14–V3102 с отводом азота в систему открытого дренажа. Прекратить подачи азота закрытием арматуры BV31020, GLV31007. Закрыть арматуру BV31026 на продувочной линии и плавно набрать рабочее давление в камеру запуска СОД (контроль по показаниям манометров), Перед открытием запорной арматуры, необходимо дополнительно уравновесить давление в пространстве между BV31031 –камера 14–V3102, путем открытия GLV 31013 подать рабочую среду со стороны водовода в камеру приема СОД с целью ее заполнения открытием запорной арматуры BV31031. Уровнять давление в камере приема СОД и в транспортном трубопроводе. При равенстве давлений в транспортном трубопроводе и камере приема СОД (контроль по месту по показаниям манометров) последовательным открытием шарового крана BV 31018 на выходе из камеры приема скребка, настроить поток воды через камеру. Прикрывая основную запорную арматуру на транспортном трубопроводе BV31028 направить основной поток рабочей среды через камеру приема СОД; О вхождении СОД в камеру приема сигнализирует изменение давления на пульте АСУТП с последующим подтверждением датчика прохождения Х1001 и переносивших локатором оператора ДНГиК. После входа СОД направить снова поток по линии водовода – тритием крана шарового BV31028. Кран шаровый BV31028 перевести в положение «закрыто». Отсечь камеру приема СОД по входу – закрыть BV3102831031. Открытием арматуры BV51042, BV 51040; и GLV51741 дренировать жидкость из узла приема/запуска СОД 14–V3102 в систему открытого дренажа. Всю запорную арматуру узла приема / запуска СОД 14–V3102 перевести в положение «закрыто». Открыть торцевую крышку–затвор и извлечь из камеры приема СОД соответствующее устройство отчистки/диагностики трубопровода. После извлечения из камеры СОД устройство очистки закрыть крышку-затвор. 2.6.6 Последовательность технологического процесса при проведении работ по очистке и диагностике газлифта в РБ – ЛСП–2 Перед открытием торцевой крышки–затвора камеры запуска СОД необходимо произвести дренирование и азотирование камеры, убедиться в отсутствии жидкости и избыточного давления в камере запуска СОД. После открытия крышки затвора поместить СОД во входную камеру используя офшорный кран РБ. Перед закрытием проверить визуально целостность герметичного уплотнения и посадочного места крышки в камере, закрыть торцевую крышку–затвор и убедиться в плотности ее прилегания для обеспечения герметичности камеры. Проверить линию на открытие арматур и табличку о тарировке, подключить предохранительный клапан PSV–005крана открытием шарового крана BAL–114. Для сброса воздуха из камеры запуска СОД произведем следующие операции: открыть арматуру BAL–112 и GLO–113 на линии продувки выходной камеры СОД в систему факела высокого давления при контроле давления по визуальным манометрам; открыть краны шаровые BAL–109, BAL–110 на линии подачи азота в камеру пуска СОД. Продуть азотом узел запуска СОД 14–V3106 с отводом азота в систему факела высокого давления. Прекратить подачу азота закрытием шаровых кранов BAL–109, BAL–110, BAL–112, GLO–113. Плавно подать газ в камеру через BAL–110, BAL–104, BAL–103 и GLO–105. Контроль давления осуществлять по визуальному манометру. Уровнять давление в камере запуска СОД и в транспортном трубопроводе. При равенстве давления в камера запуска СОД и в транспортном трубопроводе открыть BAL–102, закрыть BAL–104 и GLO–105. Открыть вторую по ходу технологического потока электроприводную задвижку BAL–100 на выходе газа из камеры запуска СОД. Убедившись в равенстве давлений в транспортном трубопроводе и на выходе из камеры запуска СОД, открыть первую по ходу технологического потока электроприводную задвижку BAL–099 на выходе из камеры запуска СОД. Перевести поток транспортируемого газа через камеру запуска СОД, прикрытием освновной электроприводной задвижки BAL–097. Потоком газа очистное устройство выталкивается из камеры запуска СОД, далее через тройник направляется в транспортный трубопровод. Во время запуска СОД (средства очистки, диагностики) на пульте АСУТП необходимо контролировать изменение давления на трубопроводе внешнего транспорта. О выходе СОД из камеры сигнализирует датчик прохождения ХА011 и ХА012. После ухода СОД десятиминутную работу продукта через камеру после чего направить поток по основной ливни транспорта газа открытием электроприводной задвижки BAL–097. Отсечь камеру запуска СОД: по выходу – закрыть электроприводные задвижки BAL–100, BAL–099; по входу – закрыть BAL–102, BAL–101. Открытием арматуры BAL–112 и GLO–113 сбросить давление газа в камере запуска СОД 13–V3106 в факельный коллектор высокого давления. После сброса избыточного давления закрыть арматуру BAL–112 и GLO–113. Открытием арматуры BAL–107, BAL–106 дренировать жидкость из камеры запуска СОД 13–V3106 в систему закрытого дренажа. Открыть краны шаровые BAL–109, BAL–110 на линии подачи азота в камеру запуска СОД Продуть азотом узел запуска СОД 11–V3108 с отводом азота в систему закрытого дренажа. Прекратить подачу азота закрытием шаровых кранов BAL–109, BAL–110. Закрыть шаровые краны BAL–107, BAL–106. 2.6.7 Последовательность операций при проведении процедуры приема СОД в узел приема/запуска СОД 14–V3101 с трубопровода газлифта на ЛСП–2 После получения информации о запуске СОД произвести прием продукта через камеру убедиться в герметичности прилегания торцевой крышки-затвора камеры приема СОД, опрессовать камеру на рабочее давление, проверить линию на открытие арматур и табличку о тарировке, подключить предохранительный клапан PSV–001 открытием шарового крана BV31006. Для сброса воздуха из камеры запуска СОД: проверить линию на открытие арматур и табличку о тарировке, открыть арматуру BV31007 и GLV31004 на линии продувки выходной камеры СОД в систему разрядки; открыть арматуру BV31002, GLV31001 на линии подачи азота в камеру пуска СОД. Продуть азотом узел запуска СОД 14–V3101 с отводом азота в систему разрядки. Прекратить подачу азота закрытием арматуры BV31002, GLV3100; закрыть арматуру BV31008. GLV31005 на продувочной линии и плавно набрать рабочее давление в камеру запуска СОД (контроль по показаниям манометров). Подать рабочую среду со стороны газопровода в камеру приема СОД с целью ее заполнения открытием запорной арматуры BV31010, BV31009. Уровнять давление в камере приема СОД и в транспортном трубопроводе. При равенстве давлений в трубопроводе газлифта и камере приема СОД (контроль по месту по показаниям манометров) последовательным открытием сдвоенных кранов шаровых BV31003 и BV31016 на выходе из камеры приема скребка, настроить поток продукта через камеру. Прикрывая основную запорную арматуру на трубопроводе газлифта BV31014 направить основной поток рабочей среды через камеру приема СОД. О вхождении СОД в камеру приема сигнализирует изменение давления на пульте АСУТП с последующим подтверждением датчика прохождения Х1003 и переносным локатором оператора ДНГиК. После входа СОД направить снова поток по линии транспорта – открытием крана шарового BV31014. Краны шаровые BV31003 и BV31016 перевести в положение «закрыто». Отсечь камеру приема СОД по входу – закрыть BV31010, BV31009. Открытием арматуры BV31007 и GLV31004 сбросить давление газа в узле приема/запуска СОД 14–V3101 в систему разрядки. Открытием арматуры BV51037‚ BV51039 и GLV51738 перепустить жидкость из узла приема/запуска СОД 14–V3101 в систему открытого дренажа. Продуть азотом узел приема/запуска СОД, для чего открыть арматуру BV31002, GLV31001 на линии подачи азота в камеру приема СОД. Продуть азотом узел приема СОД с отводом азота, через открытую арматуру BV31007 и GLV31004 в систему разрядки. Прекратить подачу азота закрытием арматуры BV31002‚ GLV31001. Всю запорную арматуру узла приема / запуска СОД 14–V3101 перевести в положение «закрыто». Открыть торцевую крышку-затвор и извлечь из камеры приема СОД соответствующее устройство отчистки/диагностики трубопровода. После извлечения из камеры СОД устройство очистки закрыть крышку-затвор. 2.7 Описание конструкции камер запуска/приема очистки и диагностики Камеры запуска/приема очистных устройств предназначены для установки на межпромысловые трубопроводы магистральных трубопроводах, транспортирующих природный газ, нефть, воду, пар, и служат для периодического запуска и приема внутритрубных снарядов-дефектоскопов, очистных скребков и других поточных средств. Внешний вид камеры запуска/приема очистных устройств представлен на рисунке 2.2, технические характеристики приведены в таблице 2.4. |