Размещено на http://allbest.ru

ВВЕДЕНИЕ

скважина нефть фонтанный

На сегодняшний день управление “Лянторнефть” в структуре “Сургутнефтегаза” считается одним из стабильных.

В 2002 году добычу нефти и газа в НГДУ «Лянторнефть» осуществляли 8 цехов добычи нефти и газа на Маслиховском, Лянторском и Назаргалиевском месторождениях. В состав ЦДНГ входят 19 бригад по добыче нефти и газа и обслуживанию фонда скважин и 18 бригад по обслуживанию ДНС, УПСВ, КНС. В декабре 2000 было введено в эксплуатацию третье месторождение - Назаргалиевское.. Благодаря развитию НГДУ «Лянторнефть» и вводу нового месторождения существует потребность в высококвалифицированных специалистах.

Одним из таких учебных заведений является Лянторский нефтяной техникум. После окончания учебного года и сдачи экзаменов, меня направили на практику в ЦДНГ-6, ДНС-18. Где я проходил практику, в качестве ученика оператора по добычи нефти и газа, с 26 мая по 16 июля 2003 года. Проходя практику на получения рабочей профессии, я должен приобрести навыки работы оператором по добыче нефти и газа.

ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ФОНТАННЫХ СКВАЖИН

Возможность несчастных случаев с персоналом связана с наличием высоких давлений на устье в сепараторах, трубопроводах, в процессе эксплуатации не исключается возможность открытого фонтана, а следовательно взрывов, пожаров и отравлений газом.

Иногда происходят порывы наземных коммуникаций, внутрискважинные взрывы, опасны операции по задавливанию скважин. Монтажу и демонтажу устьевой арматуры, при смене штуцера или задвижки, установки лубрикатора, ликвидации гидратных отложений.

Особенно при демонтаже и монтаже трубной головки, которая воспринимает давление близкое к забойному.

Безопасность эксплуатации предполагает строгое соблюдение установленного технологического режима, особенно важно обеспечить поддержание в установленных пределах давления на буфере фонтанной арматуры и на отводе от затрубного пространства скважины, в процессе эксплуатации организуется систематический контроль за наличием и исправностью манометров и других КИП.

Обеспечивается контроль за исправностью фонтанной арматуры, состоянием рабочих площадок и лестниц. Выявленные недостатки своевременно должны быть устранены.

Смена штуцера (другие ремонтные работы связанные с утечкой газа, нефти и прочее) проводятся после снижения давления в системе.

Задвижка на фонтанной арматуре и трубопроводах, задвижки открывают и закрывают постепенно, только руками.

При монтаже, разрядки и демонтаже лубрикатора, скважинный прибор устанавливают на полностью закрытую буферную задвижку.

Для предупреждения взрывов, газо-воздушной смеси, пожара и связанных с ними несчастных случаев, продувочная линия выводится на расстояние не менее 100 метров от скважины, а на дорогах проходящих вблизи скважины или идущих к ней на расстояние не менее 250 метров, выставляются посты и устанавливаются знаки, запрещающие проезд, курение и разведение огня, при продувке скважины и провидение замеров. Двигатели установки и находящиеся около скважины автомобили и трактора должны быть заглушены.

1. БАЗА ПРАКТИКИ

1.1 Структура НГДУ «Лянторнефть»

В период прохождения практике в ЦДНГ-6 я познакомился с организационной структурой НГДУ «Лянторнефть», с организацией труда, технико-экономическими показателями, системой оплаты труда и показателями премирования рабочих и служащих управления, геолого-техническими мероприятиями, заданиями по добыче нефти на месяц, планом роботы отдела труда и заработной платы.

Под организационной структурой понимается совокупность внутрипроизводственных подразделений и служб предприятия, соотношение и взаимосвязь между ними. Важные показатели, характеризующие организационную структуру предприятия - это число цехов (участков), а внутри них рабочих мест и других подразделений и их удельное значение а производстве.

В нефтедобыче структурной единицей предприятия является цех - это производственное подразделение, в задачу которого входит изготовление продукции (или ее части) или выполнение определенного вида работ. На каждом предприятии выделяют основное и вспомогательное производство. Основное производство охватывает процессы непосредственно связанные с изготовлением целевой продукции. Вспомогательное производство обеспечивает нормальные условия для бесперебойного выпуска продукции подразделениями основного производства.

Вспомогательное производство представлено ремонтно-прокатным цехом (ПРЦО). Основное производство включает: процессы искусственного продвижения нефти и газа к забою скважины (Цех поддержания пластового давления - ЦППД), подъем нефти и газа на поверхность, подготовку товарных нефти и газа (Цех комплексной подготовки и перекачки ЦКППН), газокомпрессорный цех (ГКЦ), базы производственного обслуживания (БПО) - она осуществляет прокат механического и электрического оборудования, поддерживает его в работоспособном состоянии и обеспечивает бесперебойную работу всех объектов основного производства.

В своем составе НГДУ «Лянторнефть» имеет следующие цеха и службы -

8 цехов добычи нефти и газа - ЦДНГ

1 участок добычи нефти и газа - УДНГ

участок водоснабжения - УВС

цех подготовки нефти - ЦППН

2 цеха подземного ремонта скважин

цех капитального ремонта скважин

база производственного обслуживания средств автоматизации - БПОСА

управление технологическим транспортом - УТТ

прокатно-ремонтный цех эксплуатационного оборудования

управление электрохозяйством - УЭХ

трубная база

цех ремонта трубопроводов - ЦРТ

ремонтно-строительный цех - РСЦ

цех научно-исследовательских и промысловых работ - ЦНИПР

база материально- технического снабжения - база МТС

служба охраны окружающей среды - СООС

центрально инженерно-технологическая служба - ЦИТС

аппарат управления

жилищно-коммунальное хозяйство - ЖКХ

Организация труда и управления в цехе добычи нефти и газа №6 смотри в приложение Б. Схему нефтесборной сети ДНС-11 смотри в приложение В.

Форма оплаты труда в ЦДНГ-6 у рабочего персонала является повременная, согласно разряда и ее тарифной ставки. Специалисты и ИТР имеют должностные оклады.

1.2 Инструктаж по технике безопасности

В структурных подразделениях акционерного общества устанавливают следующий порядок обучения и допуска к самостоятельной работе рабочих и служащих:

инструктажи по безопасному ведению, работ проводятся со всеми поступающими на работу рабочими, специалистами и служащими с целью ознакомления их с общими правилами и нормами безопасности, основными положениями трудового законодательства, правилами внутреннего трудового распорядка, правилами поведения на территории структурного подразделения и в цехах, характеристиками основных и вредных производственных факторов и другими вопросами;

инструктажами рабочих и служащих по характеру и времени проведения подразделяются на вводный инструктаж и инструктаж на рабочем месте. Инструктаж на рабочем месте, в свою очередь, подразделяются на первичный, повторный, внеплановый, целевой.

1.2.1 Вводный инструктаж

Вводный инструктаж по безопасности труда проводят со всеми вновь принимаемыми на работу, независимо от их образования, стажа работы по данной профессии или должности, с временными работниками, командированными, учащимися и студентами, прибывшими на производственное обучение или практику, а так же с учащимися в учебных заведениях перед началом лабораторных и практических работ в учебных заведениях перед началом лабораторных и практических работ в учебных лабораториях, мастерских, участках, полигонах.

После прохождения вводного инструктажа работники направляются на работу в цех, на участок, бригаду для прохождения инструктажа на рабочем месте.

1.2.2 Стажировка на рабочем месте

Проводится с рабочими, связанными с обслуживанием, испытанием, наладкой оборудования, применением в работе особо опасных и вредных веществ, кроме первичного инструктажа, перед допуском к самостоятельной работе должно проводиться практическое обучение непосредственно на рабочем месте (стажировка).

Необходимость стажировки и ее сроки (2 - 14 смен в зависимости от специфики работы и профессиональной подготовленности инструктируемых) определяются руководством структурного подразделения.

От стажировки могут освобождаться работники, имеющие стаж работы по специальности не менее трех лет, переходящие из одного цеха в другой, если характер его работы и тип оборудования, на котором он работал ранее, не меняется, о чем указывается в приказе на перевод. После окончания стажировки на рабочем месте перед допуском к самостоятельной работе рабочий должен пройти проверку знаний требований безопасности труда.

2. ОРГАНИЗАЦИЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ И ГАЗА В ЦДНГ-6

2.1 Способы эксплуатации скважин в ЦДНГ-6

В цехе добычи нефти и газа № 6 применяется два способа добычи нефти - фонтанный и механизированный. Фонтанный фонд составляет 2 скважины.

Механизированный способ эксплуатации включает в себя два вида установок - установка электроцентробежного насоса (ЭЦН), и штанговая глубинонасосная установка (ШГН).

Действующий фонд скважин в ЦДНГ-6 составляет 505 скважины, из них:

УЭЦН - 405 скважин;

ODI - 64 скважина;

CENTRLIFT - 17 скважин;

УШГН - 17 скважин;

Фонтанных - 2 скважины;

В ЦДНГ-6 также имеются 160 нагнетательных скважин для поддержания пластового давления. Фонд скважин и типоразмеры насосов по цеху смотри в приложении Е.

В приложении К приведены итоги технологического режима по ЦДНГ-6 с разбивкой по способам на июнь месяц 2001 года.

В приложении Л можно проследить итоги техрежима по ЦДНГ-6 с разбивкой по бригадам и кустам на июнь месяц 2001 года.

Технологический режим работы механизированных (ЭЦН, ЭЦЛ, ЭЦО) скважин ЦДНГ-6 бригады №2 НГДУ «Лянторнефть» за июнь месяц 2001 года находится в приложении М.

2.2 Фонтанный способ добычи нефти и газа

Когда давление, под которым находится нефть в пласте, достаточно велико, нефть самопроизвольно поднимается на поверхность по стволу скважины. Такой способ подъема нефти получил название фонтанного.

Оборудование фонтанной скважины: подземное и наземное.

Подземное оборудование включает в себя насосно-компрессорные трубы (НКТ).

К наземному оборудованию относится фонтанная арматура состоящая из трубной головки, фонтанной елки с запорными и регулирующими устройствами.

Работы по обслуживанию фонтанной скважины включают:

наблюдение за работой скважины и оборудования;

регулирование работы скважины;

производство исследования скважины;

производство текущего ремонта оборудования;

проведение тех или иных мероприятий по восстановлению нормальной работы скважины при е нарушении (очистка лифта от АСПО, мелкий ремонт оборудования и т.д.);

производство подземного ремонта на скважине.

Очистка подъемного лифта скважины от отложений АСПО производится с помощью скребков конструкции ЦБПО БНО, спускаемых в скважины с передвижных лебедок.

2.3 Эксплуатация нефтяных скважин штанговыми насосами

2.3.1 Оборудование и эксплуатация скважин глубинными насосами

Станок-качалка предназначен для добычи нефти глубоко-насосным способом при помощи колонны штанг, и для индивидуального привода штанговых насосов в умеренных и холодных макроклиматических районах.

Эксплуатационный фонд добывающих скважин, оборудованных ШСНУ на Лянторском месторождении составляет 270 скважин. На месторождении применяют станки-качалки различных фирм таких как: американские Лафкин, румынские фирмы «Вулкан» UP-9T, ПФ, ПНШ, СКД-8, российские СКС-В, СК 8 и насосы типа НСВ1 с диаметром плунжера 32, 38, 43, 44 мм.

Наибольшей разработке подвергся эксплуатационный горизонт АС9, также эксплуатируется пласт АС10 и некоторые скважины эксплуатируют сразу два пласта АС9+АС10, так же имеются скважины эксплуатирующие пласт АС11.

Штанговые глубинные насосы предназначены для откачки жидкости из скважин с обводненностью до 99%, объемным содержанием сероводорода до 0, 1%, твердых механических примесей до 0, 5 % ,минерализации воды до 200 мг/л, с температурой до 130 С.

ШСНУ включает оборудование: а) наземное - станок-качалку (СК), оборудование устья; б) подземное - насосно-компрессорные трубы (НКТ), насосные штанги (НШ), штанговый скважинный насос (ШСН) и различные защитные устройства, улучшающие работу установки в осложненных условиях.

Основными элементами СК являются стойка с балансиром , два кривошипа с двумя шатунами, редуктор, клиноременная передача, электродвигатель и блок управления, который подключается к промысловой линии силовой электропередачи.

ШСН состоит из цилиндра, плунжера, всасывающего и нагнетательного клапанов. Цилиндр ШСН крепится к НКТ. На нижнем конце цилиндра установлен неподвижный всасывающий клапан, открывающийся при ходе плунжера вверх. Плунжер пустотелый (со сквозным каналом) имеет нагнетательный шариковый клапан, открывающийся при ходе плунжера вниз.

Электродвигатель через клиноременную передачу и редуктор придает двум массивным кривошипам, расположенным с двух сторон редуктора, круговое движение. Кривошипно-шатунный механизм в целом превращает круговое движение в возвратно-поступательное движение балансира, который качается на опорной оси, укрепленной на стойке. Балансир сообщает возвратно-поступательное движение штангам и через них плунжеру ШСН.

При ходе плунжера вверх нагнетательный клапан под действием жидкости закрывается и вся жидкость, находящаяся над плунжером, поднимается вверх на высоту, равную длине хода плунжера. В это время скважинная жидкость через всасывающий клапан заполняет цилиндр насоса.

При ходе плунжера вниз всасывающий клапан закрывается, жидкость под плунжером сжимается, и открывается нагнетательный клапан. В цилиндр погружаются штанги, связанные с плунжером. Таким образом, ШСН - поршневой насос одинарного действия, а в целом комплекс из насоса и штанг - двойного действия.

Жидкость из НКТ вытесняется через тройник в нефтесборный трубопровод.

2.3.2 Типоразмеры и виды насосов

Известны различные конструкции ШСН. Рассмотрим конструктивные особенности тех насосов которые выпускают отечественные предприятия для нормальных и осложненных условий эксплуатации. Они обеспечивают подачу от 5,5 до 400 мі/сут при глубине подвески насоса до 3500 м. По способу крепления к колонне НКТ различают вставные (НСВ) и невставные (НСН) скважинные насосы.

Вставной насос в собранном виде спускается внутрь НКТ на штангах. Крепление (посадка и уплотнение) НСВ происходит на замковой опоре, которая предварительно спускается на НКТ. Насос извлекается из скважины при подъеме только колонны штанг. Поэтому НСВ целесообразно применять в скважинах с небольшим дебитом при больших глубинах спуска.

Коническая поверхность кольца служит опорой для конуса насоса. Конус насоса и опорное кольцо не позволяют откачиваемой жидкости возвращаться в скважину. Они изготавливаются из нержавеющей стали марки 30Х13 и тщательно обрабатываются. Пружинный насос, выполненный в виде усеченного конуса, в нижней части имеет шесть разрезов.

Насос НСВ1 включает цилиндр, плунжер, замок, нагнетательный, всасывающий и противопесочный клапаны. Всасывающий клапан ввернут в нижний конец цилиндра, а нагнетательный - плунжера. Для повышения надежности и долговечности насоса эти клапаны выполнены сдвоенными парами «седло-шарик». Вверху плунжера имеется шток с переводником под штанги. Замок и противопесочный клапан размещены в верхней части цилиндра.

Насос НСВ2 в отличие от насоса НСВ1 имеет замок в нижней части цилиндра. Насос сажается на замковую опору нижним концом. Это освобождает цилиндр насоса от циклической растягивающей нагрузки и позволяет значительно увеличить глубину подвески насосов. Если максимальная глубина спуска насосов НСВ1 не превышает 2500 м, то для насосов НСВ2 она составляет 2500-3000 м.

Цилиндр невставного (трубного) скважинного насоса присоединяется к колонне НКТ и вместе с ней спускается в скважину. Плунжер НСН вводится через НКТ в цилиндр вместе с подвешенным к нему всасывающем клапаном на насосных штангах. Чтобы не повредить плунжер при спуске, его диаметр принимают меньшим внутреннего диаметра НКТ примерно на 6 мм. Применение НСН целесообразно в скважинах с большим дебитом, небольшой глубиной спуска и большим

межремонтным периодом. Для смены насоса (цилиндра) необходимо извлекать штанги и трубы.

Насос НСН1 состоит из цилиндра, плунжера, нагнетательного и всасывающего клапанов. В верхней части плунжера размещается нагнетательный клапан и шток с переводником под штанги. К нижнему концу плунжера с помощью наконечника на захватном штоке свободно подвешивается всасывающий клапан. При работе клапан сажается в седло корпуса. Подвешивать всасывающий клапан к плунжеру необходимо для слива жидкости из НКТ перед их подъемом, а также для замены клапана без подъема НКТ. Наличие захватного штока внутри плунжера ограничивает длину его хода, которая в насосах НСН1 не превышает 0,9 м.

В насосе НСН2 в отличие от насоса НСН1 всасывающий клапан установлен на нижнем конце плунжера. Для извлечения всасывающего клапана без подъема НКТ используется ловитель (байонетный замок), который крепится к седлу нагнетательного клапана. Ловитель имеет две фигурные канавки для зацепления. В клетку всасывающего клапана ввинчен шпиндель (укороченный шток) с двумя утолщенными шпильками. После посадки всасывающего клапана в седло корпуса поворотом колонны штанг на 1-2 оборота против часовой стрелки добиваются того, что шпильки шпинделя скользят по канавкам ловителя и всасывающий клапан отсоединяется от плунжера. Захват осуществляется после посадки плунжера на шпиндель при повороте колонны штанг по часовой стрелке.

Насос НСН2 выпускается с верхним и нижним креплениями цилиндра к НКТ. Во втором случае цилиндр насоса нижним концом устанавливается в муфте НКТ посредством переводника, а верхний конец его свободен, то есть цилиндр разгружен. Аналогично насосу НСВ2 максимальная глубина спуска насосов НСН2 с нижним креплением по сравнению с насосами НСН1, а также НСН2 с верхним креплением, увеличивается соответственно с 1200 и 1500 м до 2200 м.

Для эксплуатации скважин в осложненных условиях разработаны насосы специальных типов. Для откачки жидкости с большим содержанием механических примесей (песка до 0,2 % по объему) предназначен насос НСВ1П в абразивостойком исполнении. В отличии от насоса НСВ1 он имеет одинарные нагнетательный и всасывающий клапаны с седлами из твердого сплава. Для откачки жидкости с объемным содержанием песка 0,2 % предназначен насос НСН2Т с седлами клапаном из твердого сплава и использованием трубчатых штанг. Откачиваемая жидкость из плунжера поступает не в НКТ, а в полые штанги и по ним поднимается на поверхность, то есть рабочие поверхности цилиндра и плунжера изолированы от добываемой жидкости с песком. При подъеме полых штанг жидкость из них сливается в скважину через отверстие в плунжере.

Для эксплуатации скважин, обводненных (более 99 %), и с значительным пескопроявлением (более 0,2 % по объему) имеются насосы НСВ1В и НСН2В. В отличие от НСВ1 и НСН2 в них установлены узлы верхней и нижней защиты с эластичными воротниками, которые предотвращают попадание песка в зазор между плунжером и цилиндром. Внутри плунжера установлен сепаратор для отделения нефти от откачиваемой жидкости и смазки ею трущихся поверхностей плунжерной пары. Седла клапанов изготовлены из твердого сплава.

Для откачки высоковязкой жидкости предназначен дифференциальный насос одностороннего действия НСВГ, состоящий из двух спаренных насосов, один из которых является рабочим, а другой создает дополнительное усилие для проталкивания плунжера в цилиндре при ходе вниз.

Насос НСВД в отличие от насоса НСВГ на нижнем конце нижнего плунжера имеет дополнительный всасывающий клапан, что создает камеру для сжатия газированной жидкости.

Такая конструкция обеспечивает работу насоса при объемном содержании свободного газа на приеме не более 25 %, а для остальных конструкций допустимое объемное содержания свободного газа не должно превышать 10 %.

Насос НСНА позволяет осуществлять форсированный отбор жидкости из скважин через НКТ, диаметр которых меньше диаметра плунжера. Это достигнуто особой конструкцией его-наличием автосцепа, включающего сцеп и захват, и сливного устройства. Насос в собранном виде без сцепа спускается в скважину на НКТ. Затем на штангах спускается сцеп с мерным штоком. Сцеп проталкивает золотник вверх, открывая сливное отверстие. После этого сцеп отделяется от захвата и колонна штанг свободно поднимается.

Цилиндры насосов бывают втулочные (собранные из коротких стальных или чугунных втулок каждая длиной 300 мм) и безвтулочные (из цельной стальной трубы). Плунжеры изготавливают из стальных труб длиной 1,2; 1,5; 1,8 м. Наружная поверхность плунжера и внутренняя поверхность втулок отполированы. Плунжеры в зависимости от содержания механических примесей в откачиваемой жидкости принимают гладкими, с кольцевыми канавками, с винтовой канавкой, типа пескобрей или армированными резиновыми кольцами.

В зависимости от величины зазора между плунжером и цилиндром изготавливают насосы следующих групп посадок:

Группа зазор, мм

0................................................................<0,045

1...................................................................0,02-0,07

2...................................................................0,7 - 0,12

3...................................................................0,12-0,17

Чем больше вязкость жидкости, тем выше принимается группа посадки. Для откачки жидкости с высокой температурой или повышенным содержанием песка и парафина рекомендуется использовать насосы третьей группы посадки. При большой глубине спуска насоса рекомендуется использовать насосы с меньшей величиной зазора.

Условный размер насосов (по диаметру плунжера) и длина хода плунжера соответственно приняты в пределах: для НСВ - 28-55 мм и 1,2-6 м, а для НСН - 28-93 мм и 0,6-4,5м.

В условное обозначение насоса входят: тип насоса, исполнение, условный размер (диаметр плунжера) в мм, уменьшенная в 100 раз, и наибольшая длина спуска насоса в м, также уменьшенная в 100 раз. Например, НСН2-32-30-12, где 32-диаметр, мм; 30х100-длина хода плунжера, мм; 12х100-наибольшая глубина спуска насоса, м.

Выбор насоса осуществляется с учетом состава откачиваемой жидкости (наличие песка, газа и воды), ее свойства, дебита и глубины его спуска. Диаметр НКТ выбирают в зависимости от типа и условного размера насоса.

В целом скважинные штанговые насосы обеспечивают откачку продукции с обводненностью до 99 %, абсолютной вязкостью до 100 мПа^.с, содержанием твердых механических примесей до 0,5 %, свободного газа на приеме до 25 %, объемным содержанием сероводорода до 0,1 %, минерализацией воды до 200 мг/л и температурой до 130?С.

2.3.3 Динамометрирование глубинно-насосных установок

В управлении процессом глубинонасосной добычи нефти важнейшим источником информации о работе насоса являются данные динамометрирования, которые увязывают типоразмер спущенного в скважину оборудования, характеристику станка-качалки, глубину спуска насоса и динамометрический уровень, дебит скважины, обводненность и т.д.

Динамограмма работы штангового глубинного насоса представляет собой запись усилий. На практике используют по перемещению точки подвеса штанг. Для определения механических неполадок необходимо практическую наложить на теоретическую. Методика расшифровки динамограмм основана на теоретической динамограмме нормальной работы глубинного насоса при построении которой учтено лишь действие следующих сил: тяжести, упругости материала штанг и труб, силы Архимеда. Исключено действие сил инерции движущихся масс и гидродинамического трения, т.е. движение штанг предполагается замедленным. По показаниям динамограммы могут быть определены степень заполнения цилиндра насоса, герметичности нагнетательного, всасывающего клапанов и колонн насосно-компрессорных труб, влияние газа на заполнение цилиндра, отворот или обрыв колонны насосных штанг, заклинивание плунжера в цилиндре и других неполадок в работе подземного оборудования.

2.4 Эксплуатация скважин установками ЭЦН

Эксплуатация скважин УЭЦН также является механизированным способом добычи нефти и газа. Установки ЭЦН выпускаются для эксплуатации высокодебитных, обводненных, глубоких и наклонных скважин с дебитом 25-1300 м³/сут и высотой подъема жидкости 500-2000 м.

Подбор типоразмера УЭЦН к конкретной скважине и расчет глубины ее спуска производятся по методике, адаптированной к условиям месторождений нефтегазодобывающего управления.

Ответственность за выбор методики расчета (подбора) установок несет главный технолог (начальник ПТО) НГДУ.

Ответственность за правильный подбор типоразмера УЭЦН и определение глубины ее спуска несут ведущий инженер (ведущий технолог) и ведущий геолог ЦДНГ.

Подбор типоразмера и определение глубины спуска установки производятся с учетом следующих факторов:

возможность отбора расчетного дебита по жидкости при фактическом коэффициенте продуктивности и заданной депрессии на пласт;

интенсивность набора кривизны эксплутационной колонны в зоне размещения УЭЦН не должна превышать 15 минут на 10 метров;

погружение насоса под динамический уровень определяется содержанием свободного газа в продукции скважины (в пластовой жидкости) в условиях приема насоса;

до 25% - без газового сепаратора, более 25% - с газовым сепаратором;

напор насоса должен обеспечивать откачку жидкости глушения при выводе на режим, а также откачку пластовой жидкости при ожидаемом динамическом уровне, буферном давлении и потерях на трение в подъемном лифте;

обеспечение работы ЭЦН в зоне оптимального режима напорно-расходной характеристики.

УЭЦН состоит из погружного агрегата, оборудования устья (фонтанной арматуры тройникового и крестового типа), электрооборудования и НКТ.

Погружной агрегат включает в себя электроцентробежный насос, гидрозащиту и электродвигатель. Он спускается в скважину на колонне НКТ, которая подвешивается с помощью устьевого оборудования, устанавливаемого на колонной головке эксплутационной колонны. Электроэнергия от промысловой сети через трансформатор и станцию управления по кабелю, прикрепленному к наружной поверхности НКТ крепежными поясами (клямсами), подается на электродвигатель с ротором которого связан вал центробежного электронасоса (ЭЦН). ЭЦН подает жидкость по НКТ на поверхность. Выше насоса установлен обратный шаровой клапан, облегчающий пуск установки после ее простоя, а над обратным клапаном - спускной клапан для слива жидкости из НКТ при их подъеме. Гидрозащита включает в себя компенсатор и протектор.

Насос погружают под уровень жидкости в зависимости от количества свободного газа на глубину до 250-300 м, а иногда и до 600 м.

Запуск и вывод УЭЦН на постоянный режим работы производится под контроллером мастера по добыче нефти и газа (технолога) пусковой бригадой в составе: оператор по добыче нефти и газа с квалификацией не ниже 4 разряда; электромонтер ЦБПО ЭПУ.

Перед запуском установки пусковая бригада обязана:

- ознакомиться с данными о скважине и УЭЦН по записям в эксплутационном паспорте;

- проверить оснащенность скважины обратным клапаном между затрубным пространством и выкидной линией, патрубком для отбивки уровня жидкости в затрубном пространстве, манометрами на буфере, выкидной линии и затрубном пространстве.

Оператор по добыче нефти и газа с помощью прибора определяет перед запуском статический, а после запуска динамический уровни в скважине с записью в эксплутационном паспорте УЭЦН, проверяет исправность замерной установки и пробоотборника, состояние задвижек на выкиде, в затрубном пространстве и в АГЗУ.

Электромонтер ЭМЦ проверяет сопротивление изоляции системы «кабель - двигатель» (что должно быть не менее 5 МОм), работоспособность станции управления, защиты от замыкания на землю, заземление, фазировку кабеля, производит предварительную настройку защит: ЗСП - 2.5, ЗП - по номинальному току.

По величине сопротивления изоляции системы «кабель - двигатель» менее 5 МОм запуск запрещается.

Электромонтер ЭМЦ по команде оператора по добыче нефти и газа производит запуск УЭЦН в работу. Правильность вращения установки проверяется по величине подачи насоса, буферного давления, рабочего тока электромонтером и оператором совместно.

Подача УЭЦН на выкиде скважины должна появиться через определенное время после запуска в зависимости от типоразмера установки, диаметра НКТ и статического уровня при минимальной производительности насоса, ниже которой эксплуатация УЭЦН запрещается.

Если за заданное время подача не появилась, то дальнейшие работы по запуску УЭЦН прекращаются. Данный факт сообщается в ЦДНГ и ЭМЦ для принятия решения по дальнейшим действиям.

После появления подачи на устье производится опрессовка НКТ на герметичность, для чего закрывается выкидная задвижка и по достижении буферного давления 4.0 МПа (40 кгс/см²) установка отключается. Пи герметичных НКТ и обратном клапане, установленном выше ЭЦН, темп падения буферного давления не должен превышать 10% за одну минуту.

Если НКТ герметичны, установка запускается и производится вывод ее на нормальный режим работы. При этом замеряется подача (дебит) установки АГЗУ и производится отбивка уровня жидкости в затрубном пространстве через каждые 15-30 минут работы в зависимости от типоразмера установки.

Когда уровень доходит до глубины, при которой погружение насоса под уровень составляет 500 м, динамический уровень отбивается каждые 5-15 минут работы в зависимости от типоразмера установки.

Если в процессе откачки погружение насоса под уровень достигнет 200 м, установка отключается на накопление жидкости и дальнейшие работы производятся под руководством технолога ЦДНГ.

В процессе вывода установки на режим оператор по добыче нефти и газа следит также за ее подачей, буферным и затрубным давлениями, электромонтер - за сопротивлением изоляции УЭЦН, рабочим током и напряжением. Параметры работы установки заносятся в эксплутационный паспорт.

В процессе откачки жидкости глушения оператор производит отбор пробы жидкости на содержание в ней КВЧ.

При необходимости с помощью штуцера на выкиде скважины производится регулирование подачи установки как в процессе вывода на режим, так и после него.

Установка считается выведенной на нормальный режим, если ее производительность соответствует оптимальной зоне рабочей характеристики насоса, динамический уровень стабилизировался, а погружение насоса под уровень обеспечивает содержание свободного газа в откачиваемой жидкости не более 25% без газосепаратора и 25 - 50% с газосепаратором.

После вывода установки на постоянный режим работы по заявке ЦДНГ электромонтер совместно с представителем ЦДНГ производит подбор напряжения по методике ЦБПО ЭПУ - ИЭВЦ и окончательно настраивает защиты УЭЦН по ЗСП и ЗП с занесением величин в эксплутационный паспорт УЭЦН.

Служба главного энергетика НГДУ обеспечивает стабильность снабжения электроэнергией установок согласно требованиям правил устройства электроустановок.

Служба главного энергетика ЦБПО ЭПУ обеспечивает своевременную настройку аппаратов станций управления УЭЦН как при их подготовке в цехе, так и при эксплуатации на скважинах, составляет графики планово-предупредительных ремонтов (ППР) и осмотра наземного оборудования УЭЦН. Графики согласовываются главным энергетиком НГДУ и утверждаются главным инженером ЦБПО ЭПУ и доводятся до цехов по добыче нефти и газа.

ЦДНГ с записью в эксплутационном паспорте УЭЦН производит замеры следующих параметров работы установки:

дебита скважины;

буферного, затрубного и линейного давлений;

рабочего тока;

сопротивления изоляции: через одни сутки - после вывода установки на режим (контрольный замер); еженедельно - до 60 суток работы; ежемесячно - после 60 суток работы;

динамического уровня: через одни сутки после вывода установки на стабильный режим работы; ежеквартально - в процессе эксплуатации;

отбор проб на содержание КВЧ в продукции оператор осуществляет: при выводе на режим (жидкость глушения); через двое суток после вывода на режим; один раз в полугодие в процессе дальнейшей эксплуатации;

Результаты анализа проб записываются в эксплутационный паспорт УЭЦН.

Отбор проб на обводненность производится после вывода на режим, далее не реже двух раз в месяц с записью результатов анализа в эксплутационной паспорт УЭЦН.

ЦДНГ в соответствии с графиком проводит операции по предупреждению отложений парафина, солей в подъемных лифтах скважин с отметкой в эксплутационном паспорте УЭЦН.

ЦДНГ ведет контроль за работой скважин, оборудованных УЭЦН, с регистрацией параметров.

При трехкратном отключении установки по токовым защитам (ЗСП или другие виды защиты) в течение двух суток ЦДНГ ставит в известность службу ЦБПО ЭПУ и совместно определяют причину отключений.

После трехкратного отключения запускать установку до выяснения причины запрещается.

В случае срабатывания защиты от перегруза (ЗП) запуск без представителя ЦБПО ЭПУ запрещается.

Эксплутационная служба ЦБПО ЭПУ выезжает на скважину не позже 12 часов после получения от ЦДНГ информации об остановке УЭЦН.

Оператору ЦДНГ запрещается открывать станцию управления, «загрублять» все виды защиты.

При снижении подачи УЭЦН на 20% и более от первоначальной ЦДНГ производит выяснение причин с проведением дополнительных исследований и решает вопрос ее дальнейшей эксплуатации.

При невыполнении вышеперечисленных пунктов службами НГДУ ЦБПО ЭПУ имеет право отключить УЭЦН, предупредив за 3 дня начальника ЦДНг в письменном виде о бесконтрольности за работой установок. Отключение производится в присутствии представителя ЦДНГ.

При подъеме установки по причине негерметичности НКТ вызывается представитель ЦБПО ЭПУ для выполнения ревизии погружного оборудования: опрессовка ПЭД и гидрозащиты, замер сопротивления изоляции системы, проверка затяжки крепежных соединений, замена оборудования при необходимости.

2.5 Назначение, обслуживание, устройство, принцип работы АГЗУ «Спутник»

Автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ) - предназначены для автоматического измерения дебита жидкости при совместном сборе нефти и газа, для контроля за работой скважины по наличию подачи жидкости.

К самостоятельной работе по обслуживанию сепарационных емкостей АГЗУ допускаются лица, не моложе 18 лет, прошедшие медицинское освидетельствование, обученные по соответствующей программе, аттестованные и имеющие удостоверение на право обслуживания сепарационных емкостей АГЗУ (смотри приложение Д).

Для управления работой и обеспечения безопасных условий эксплуатации сепарационные емкости АГЗУ должны быть оснащены: запорной арматурой, приборами для измерения давления, пружинными предохранительными клапанами (ППК).

Запорная арматура должна устанавливаться на штуцерах, непосредственно присоединенных к сепарационной емкости и отводящих из неё рабочую среду. Запорная арматура должна систематически смазываться и легко окрашиваться. Каждая сепарационная емкость должна быть снабжена манометрами.

Пружинные предохранители клапана (ППК) должны устанавливаться на трубах, непосредственно присоединенных к сепарационной емкости.

Все работы по обслуживанию АГЗУ выполняют операторы по добыче нефти и газа, слесари-ремонтники нефтепромыслового оборудования и слесари КИП и А. Ремонт сепарационных емкостей и их элементов во время работы не допускается.

Обслуживание АГЗУ «Спутник» сводится к следующему:

- визуальный осмотр оборудования замерной установки;

- замена прокладок сальников, проверка состояния пломб;

- замена манометров, замена вышедших из строя задвижек, замена турбинного счетчика (ТОР), счетчика газа (АГАТ), а также ремонт переключателя скважин (ПСМ)

- проверка работы электрической части.

Структурную схему АГЗУ «Спутник» смотри в приложение Г.

Блочная автоматизированная замерная установка «Спутник-АМ» состоит из двух блоков: замерно - переключающего и блока и блока управления.

Замерно - переключающий блок содержит многоходовой переключатель скважин ПСМ, гидравлический привод ГП-1, замерной гидроциклонный сепаратор с системой регулирования уровня, турбинный счетчик ТОР, соединительные трубопроводы и запорную арматуру. В блоке управления монтируется блок контроллер системы телемеханики, блок питания и электрические нагреватели.

Продукция скважин по выкидным линиям проходит обратный клапан, задвижку и поступает в многоходовой переключатель скважин типа ПСМ-1М, при помощи которого осуществляется поочередное подключение одной из скважин на замер. Продукция остальных скважин, пройдя через ПСМ, направляется в сборный коллектор.

Продукция со скважины, подключенной на замер, поступает в гидроциклонный двух емкостной сепаратор. В верхней емкости газ отделяется от нефти. Дегазированная нефть с пластовой водой сливается из верхней емкости в нижнюю и накапливается в ней. По мере повышения уровня в нижней емкости поплавок регулятора уровня поднимается и по достижении верхнего заданного уровня воздействует на газовую заслонку, установленную на газовой линии из верхней емкости, которая при этом закрывается. После этого давление в емкости повышается, под воздействием разницы давления в сепараторе и нефтесборном коллекторе происходит открытие клапана регулятора расхода и из нижней емкости жидкость начинает вытесняться через турбинный счетчик ТОР-1. При достижении нижнего уровня поплавком, газовая заслонка открывается, давление в сепараторе падает, и начинается новый цикл накопления жидкости в замерной емкости. Дебит жидкости замеряемых скважин фиксируется механическим счетным устройством счетчика ТОР, импульсы от которого поступают на вход контроллера системы телемеханики и передаются на диспетчерский пульт. Переключение скважин на замер осуществляется периодически посредством гидропривода по программе заданной на диспетчерском пульте системы телемеханики. При повышении или понижении давления в выкидном коллекторе (пробка или порыв) при помощи электроконтактного манометра ВЭ-1рб по системе телемеханики на диспетчерский пункт выдается сигнал аварии. Для замера дебита скважины в ручном режиме сперва отключается гидропривод. Затем ключом, по часовой стрелке, ПСМ переключается на требуемую скважину и проводят замер.

2.6 Контрольно-измерительные приборы

Непосредственно В ЦДНГ-6 применяются следующие КИП: осциллограф С1-93; генератор сигналов низкочастотный Г3-118; мультиметр; мегомметр ЭС 02022/1; комплект устройства «Кулон»; устройство имитирующие сопряжение БПИиКП; тестер ЭК2340-2.

На скважинах, АГЗУ, ДНС, КНС, УПН для местного контроля давления устанавливаются манометры показывающие МП4-У.

Преобразователи давления с электрическим выходным сигналом «Сапфир», «Метран» устанавливаются на объектах ДНС, КНС. Унифицированный токовый сигнал (4-20 мА, 0-5 В) передается на вторичный прибор в операторную.

Приборы для измерения температуры:

манометрические термометры - представляют собой замкнутую систему, в которую входят: термобаллон, погружаемый в измеряемую среду, капилляр, упругая манометрическая пружина, рычажная система. При погружении термобаллона в измеряемую среду увеличивается (или уменьшается) давление в замкнутой системе, что вызывает деформацию манометрической пружины;

термометры сопротивления ТСМ и платиновые ТСП градуировки 50М, 100М и 50П, 100П соответственно. Номер градуировки означает сопротивление термометра в Омах при температуре 0⁰С.

термометры стеклянные ртутные, спиртовые - устанавливаются на оборудовании и трубопроводах УПН, УПСВ, ДНС, печах, в котельных и т.д.;

термометры сопротивления типа ТСМ - используются для контроля температуры в комплекте с вторичными приборами КСМ, СТ-136, УМС.

Для измерения расхода жидкости и газа в нефтяном промысле применяются турбинные счетчики: ТОР и НОРД.

ТОР - предназначен для измерения производительности (дебита) нефтяных скважин в АГЗУ типа «Спутник». ТОР выпускают трех типоразмеров на диапазон измерения от 3 до 75 м³/час. Относительная погрешность 2,5% от придела измерения. Давление рабочее - 6,4 МПа. Питание электро магнитного преобразователя - постоянным током 3,8 мА, напряжением 35 В. Блок питания - к переменному току 220 В, частотой 50 Гц.

НОРД представляет собой комплект устройств для измерения расхода и объема сырой и товарной нефти, включающий

турбинный преобразователь расхода;

магнитоиндукционные преобразователи;

электронные блоки.

НОРД - имеет 22 типоразмера на Д_у от 40 до 200 мм, минимальный расход от 35 до 900 м³/час. Давление 2,5 - 16 МПа.

2.7 Система нефтегазосбора и транспорта. Описание технологического процесса

ДНС-11 предназначена для транспортировки нефти, поступающей по системе нефтегазопроводов с кустовых площадок.

На комплексе ДНС-УПСВ-11 осуществляется первичная сепарация, предварительный сброс пластовой воды, нефти ДНС-11, подготовка пластовой воды и подача ее с очистных сооружений на КНС-11. Утилизация и учет отсепарированного газа, учет перекачиваемой нефти и пластовой воды, транспорт частично обезвоженной нефти на Лянторский ЦППН по существующей системе нефтепроводов.

Процесс подготовки добываемой газоводонефтяной эмульсии заключается в отделении от нефти и утилизации попутно добываемого нефтяного газа, подтоварной воды и получении нефти товарной кондиции в соответствии с требованиями ГОСТ № 9965-76. Подготовка поступившей по нефтесбору жидкости, осуществляется в несколько технологических ступеней. Газосодержащая смесь с температурой 10-250С и давлением 0,65-0,55 МПа по нефтегазосборным коллекторам, через узел приемной гребенки и приемные трубопроводы, поступает в предварительные газосепараторы С 1/1,2 где при давлении 0,6-0,54 МПа отбирается основной объем газа. Отделившийся газ по газопроводу отводится в газовые сепараторы Г 1/1,2.

Частично отсепарированная ГЖС поступает в сепараторы первой ступени С 2/ 1,2 где осуществляется дальнейшее отделение газа. Газ отводится в газовый сепаратор Г 1/1,2, где улавливается оставшаяся капельная жидкость. Осушенный газ направляется на внешний транспорт. Отсепарированная нефть из газосепараторов, поступает в буфер - сепараторы С 3/1,2 где при давлении 0,15-0,05 МПа.

Отсепарированная нефть поступает на приемную гребенку насосного блока и далее проходит сквозь фильтры узлов учета, влагомер «АГАР» и направляется по напорному трубопроводу на УПСВ. Отделившийся газ сбрасывается на факел низкого давления.

На УПСВ разгазированная водонефтяная эмульсия поступает на печи трубчатые для нагрева и далее на отстойники, где происходит разделение эмульсии на нефть и воду. Нефть из отстойников направляется в сепараторы-буферы и далее насосами внешней перекачки откачивается на УПН. Выделившаяся в отстойниках из эмульсии, подтоварная вода поступает в очистные РВС, где происходит подготовка подтоварной воды к утилизации в систему поддержания пластового давления (ППД). Очищенная вода с содержанием нефтепродуктов до 100 мг/литр из очистных РВС через сливной стояк отводится в аварийный РВС. Для ускорения процесса разделения эмульсии на нефть и воду производится подача деэмульгатора в газо-водонефтяную эмульсию на входе УПСВ дозировочными насосами блока реагента.

В настоящее время широко эксплуатируются УПСВ с аппаратами типа «Хитер-Тритер», в которых процессы нагрева и разделения эмульсии используется часть попутного нефтяного газа, выделяющегося в самом аппарате.

На УПН, предварительно подготовленная на УПСВ, нефть после первичного подогрева в печи I ступени и разгазированная в сепараторе I ступени поступает в отстойники, где происходит дальнейшее разделение эмульсии на нефть и воду. Нефть из отстойников после подогрева в печи II ступени и разгазированная в сепараторе II ступени поступает в электродегидраторы, где происходит обезвоживание нефти до остаточного содержания воды не более 1%. Из электродегидратров нефть через сепараторы-буферы поступает в товарные РВС, откуда насосами внешней перекачки откачивается на коммерческий узел учета нефти.

Выделившийся в отстойниках и электродегидраторах, подтоварная вода поступает в очистные РВС, где происходит отстой остаточных нефтепродуктов, содержащихся в воде. Подготовленная вода из очистных РВС насосами подтоварной станции (КНС) системы поддержания пластового давления. Нефтяная пленка из очистных РВС через сливной стояк насосами внутренней перекачки подается на вход УПН. Для ускорения процесса отделения нефти от подтоварной воды производится подача деэмульгатора на входе УПН дозировочными насосами блока реагента.

Предварительного подготовленная нефть по системе напорных трубопроводов поступает на товарные парки, где на установках подготовки нефти (УПН) проходит ступенчатую подготовку до товарной кондиции. Товарная нефть по системе трубопроводов поступает на коммерческие узлы учета объединенной измерительной системы Федоровской концевой сепарационной установки (КСУ), где осуществляется прием - сдача нефти в систему трубопроводного транспорта нефти акционерной компании (АК) «Транснефть», и транспортируется на нефтеперерабатывающие заводы.

2.8 Отложения парафина, солей и гидратов в системах и борьба с ними

Все методы борьбы с отложениями солей можно подразделить на две группы: методы предотвращения выпадения солей и методы удаления солевых отложений. Наиболее приемлемый метод предотвращения выпадения солей в трубах ? применение химических реагентов (ингибиторов солеотложений). Их периодически задавливают в пласт или закачивают в затрубное пространство добывающих скважин.

Отложения солей удаляют с помощью химических реагентов и, в крайнем случае, разбуривают долотом. Реагент вводят в интервал отложений, периодически его прокачивают или даже создают непрерывную циркуляцию. Затем закачивают солянокислотный раствор и промывают водой.

Отложение песка и борьба с песчаными пробками осуществляется при помощи песочных якорей, фильтров (проволочных).

Для борьбы с отложениями парафинов, солей и гидратов применяются два вида обработок, это тепловая и химическая.

К тепловым методам обработки относятся: обработка трубопроводов при помощи ППУА (Передвижной парогенераторной установки), а для нагрева нефти - агрегат депарафинизации передвижной типа 1АДП-4-150. А также электротепловая обработка скважин. Электротепловая обработка скважин осуществляется при помощи электронагревателей, спускаемых в скважину на кабеле-тросе.

К химическим методам обработки относятся применение различного рода реагентов которые предотвращают выпадение из перекачиваемого продукта парафинов и солей.

Для защиты нефтегазопроводов от коррозии имеется возможность подачи ингибитора от коррозии с помощью дозировочных насосов.

Все реагенты - деэмульгаторы в концентрированном виде вводится с помощью дозировочных насосов, установленных в блоке БР-25.

Диэмульгатор подается на входе в установку, перед первой ступенью сепарации, в два сырьевых трубопровода, при работе установки предварительного сброса пластовой воды.

Удельный расход ингибитора коррозии - 50 г/м жидкости, удельный расход деэмульгатора - 20 - 50 г/т нефти.

Удельный расход реагентов: ингибитор коррозии - 11 л/час (постоянная дозировка), бактерицид - 9 л/час (постоянная дозировка), деэмульгаторов типа Дисольвен V-2830 не более 15 г/т нефти.

В технологических процессах добычи и транспортировки нефти и асфальтосмолопарафиноотложения (АСПО) - это часть массы асфальтосмолистых и (или) парафинистых нефтей. Эта масса выделяется их нефти под влиянием таких внешних факторов как снижение температуры (по трубопроводу, стволу скважины) и давления, и собирается на поверхности труб (в скважинах), подземного оборудования, породы в призабойной зоне пласта.

Для повышения эффективности транспортировки и добычи нефти и водонефтяных эмульсий необходимо:

предотвратить образование АСПО и их сорбцию на поверхности труб;

уменьшить реальную шероховатость труб и т.д.

В практике добычи и транспортировки нефти широко применяются различные методы предотвращения образования АСПО, а также удаления образовавшихся отложений с поверхностей нефтяного оборудования и призабойной зоны пласта - механические, химико-механические, термические, физические, химические, физико-химические и их различные комбинации.

Помимо этого применяется установка «Непрерывная труба» позволяющая производить технологические операции без глушения скважины.

2.9 Повышение эффективности использования эксплутационного фонда скважин в ЦДНГ-6

Межремонтный период работы скважины (МРП), характеризует продолжительность работы скважины за определенный период времени до очередного ремонта.

Для этого, чтобы увеличить МРП скважины, необходимо осуществлять комплекс определенных мероприятий, а именно:

1) проводить обучение нефтепромысловых работников с целью повышения их технических знаний и практических навыков при работе с насосным оборудованием.

2) плановая проверка соблюдения технологии эксплуатации и ремонта скважин.

3) соблюдение требований «Технологического регламента на производ-ство работ по ремонту и эксплуатации скважин» в бригадах КРС, ПРС, добычи нефти и газа.

4) продолжить внедрение в производство протекторов для защиты кабеля от механических повреждений.

5) организовать поставку только тестированных насосов, также перевозить погружное оборудование только на оборудованной спецтехнике.

6) необходимо использование частотного преобразователя «Электроспид» для вывода на режимную работу и исследование нестабильно работающего фонда скважин.

2.10 Монтаж трубопроводов, контроль качества

Все промысловые трубопроводы подразделяются на 4 категории в зависимости от назначения, рабочего давления, газового фактора, скорости коррозии.

Трубопроводы I, II и III категорий относятся к ответственным трубопроводам, поэтому с началом эксплуатации осуществляется визуальный и инструментальный контроль за их состоянием с ведением паспорта трубопровода. В паспорт вносятся результаты осмотров и ревизий, замеров толщины стенок, описание работ по ремонту ликвидации аварий или отказов.

На каждый отказ (порыв) трубопровода оформляется акт технического расследования, который утверждается главным инженером НГДУ. В акте обязательно указываются ГОСТ (ТУ), марка стали трубы (по данным сертификата в исполнительной документации и паспорта трубопровода).

Трубопроводы от скважины до АГЗУ относятся к трубам III категории, а от АГЗУ - к I и II категориям (по условиям прокладки в труднодоступной местности).

При величине рабочего давления более 25 атм (по данным рабочего чертежа) для строительства выкидных линий не допускается применять трубы сварные по ГОСТ 10704 и 10705 и трубы горячекатаные ГОСТ 8731, 8732 - без исполнения заводами особых требований к заготовке по геометрии, вязкости, требованию к испытанию (заводы должны испытать каждую трубу). С этим можно ознакомиться в примечаниях - на рабочих чертежах и по прилагаемым строителями сертификатам на трубы в исполнительной документации.

Указанные выше ГОСТы в обычном исполнении предназначены для работ общего назначения: для объектов коммунального хозяйства и в промышленности - при открытой прокладке по стенам, колоннам и так далее. Они не соответствуют требованиям коррозионной стойкости по правилам ТБ в нефтяной и газовой промышленности, РД 39-132-94 - без особых условий эксплуатации.

...