Файл: Разработки месторождения или отдельной залежи. 6.doc

- факельные системы;-промысловые трубопроводы;-сооружения для сдачи нефти в систему магистрального транспорта, железнодорожного или иного транспорта нефти.Сооружения промысловой подготовки нефти подразделяются на:- сепарационные установки, в которых из продукции скважин отделяется часть ПНГ для нужд НГДО или повышения пропускной способности нефтегазосборных трубопроводов. Продукция скважин под давлением пластов или глубинных насосов подаётся на дальнейшую подготовку; - ДНС без сброса пластовой воды, в которых отделяется основной объем ПНГ. Обводненная нефть с остаточным газосодержанием поступает на дальнейшую подготовку;- ДНС с УПСВ, в которых происходит процесс непрерывного отделения ПНГ и пластовой воды от нефти;- КСП по функциям идентичны ДНС с УПСВ.ЦПС или ЦТП служат для сбора малообводненной нефти одного или нескольких месторождений, её подготовки, хранения и подачи в систему магистральных нефтепроводов, железнодорожного или иного транспорта нефти.Факельные системыВ состав установок подготовки нефти в зависимости от степени подготовки нефти по величине давления насыщенных паров должны входить факельные системы высокого и низкого давления, которые предназначены для аварийного или периодического сжигания ПНГ:-низкого давления – для принятия сбросов из аппаратов и оборудования, работающих под давлением не более 0,2 МПа;-высокого давления – для принятия сбросов из аппаратов и оборудования, работающих под давлением более 0,2 МПа.Промысловые трубопроводы:- выкидные трубопроводы, обеспечивающие сбор продукции от скважин до измерительных установок;- нефтегазосборные трубопроводы, обеспечивающие сбор продукции скважин от измерительных установок до пунктов I ступени сепарации нефти;- нефтепроводы для транспортирования газонасыщенной или разгазированной обводнённой или безводной нефти от сепарационных установок, ДНС, КСП до ЦПС или ЦТП;- нефтепроводы для транспортирования товарной нефти от ЦПС или ЦППН до сооружений магистрального транспорта.Сооружения для сдачи нефти в систему магистрального транспорта.Данные сооружения, как правило, включают:- резервуарный парк нефти;- насосную станцию;- систему измерения количества и качества нефти;

---

- стационарную аккредитованную химическую лабораторию, и др.

---

6.Ремонт нефтепромыслового оборудования.

6.1.Общие положения при организации технического обслуживания и ремонта насосного оборудования системы ППД.

Определяющим фактором эффективного использования и поддержания насосного оборудования в работоспособном состоянии является своевременное обнаружение отклонений технического состояния от нормы (до появления необратимых процессов), установление причин отклонений и устранение их с минимальными затратами.

Поддержанию работоспособности оборудования, с обеспечением требований по снижению затрат на проведение ТО и Р, отвечает проведение ТО и Р оборудования в зависимости от его технического состояния, т.е. объем и момент начала ремонта определяются текущим техническим состоянием оборудования.

Настоящее Положение устанавливает структуру проведения ТО и Р оборудования как по техническому состоянию, определяемому на основании результатов диагностирования и сопоставления фактических параметров с показателями критериев предельного состояния, установленных нормативно-технической и конструкторской документацией, так и проведения регламентированного ремонта в соответствии с установленной длительностью и структурой ремонтных циклов.

Периодичность проведения плановых ремонтов оборудования определяется ремонтными циклами и межремонтными периодами, продолжительность которых определяется конструкцией, условиями работы узлов и деталей, характером нагрузки и т.д. За ремонтный цикл проводится несколько текущих ремонтов. Их количество зависит от конструкции и условия работы оборудования. Длительность и структура ремонтных циклов насосного оборудования (Приложении 1), устанавливаются на основании статистических данных, в соответствии с требованиями Стандарта Компании «Организация технического обслуживания и ремонта нефтегазопромыслового оборудования» № П1-01.05 С-0002.Ремонтный цикл и межремонтный период могут быть изменены в зависимости от условий эксплуатации, совершенствования конструкции, технического обслуживания и технологии ремонта оборудования.

---

Для обеспечения бесперебойного функционирования производственного процесса на время проведения ТО и Р необходимо наличие резервного оборудования, количество которого определяется соответствующими нормами потребности по каждому виду оборудования в соответствии с Технологической Инструкцией Компании № П2-05 С-002 Р-029 Т-003 «Определение нормативов технически необходимого резерва оборудования в дочерних обществах ОАО «НК «Роснефть».Нормативный срок службы оборудования определяется согласно нормативно-технической документации производителя оборудования.В системе ТО и Р формируется комплекс работ для каждого вида нефтепромыслового оборудования. Плановый ремонт оборудования производится в соответствии с установленной структурой ремонтных циклов на основании Плана-графика планово-предупредительного ремонта оборудования.Решение по изменению Плана-графика ППР оборудования принимается главным механиком Общества на основании данных, предоставленных цехом, эксплуатирующим оборудование и согласованных с представителем сервисного ремонтного предприятия.

6.2.Основные задачи и уровни технического диагностирования ЦНА.

К основным задачам технического диагностирования относятся:

• 
  оценка состояния агрегатов путем сравнения текущих значений диагностических параметров с их паспортными данными и предельно допустимыми значениями;
  
• 
  выявление зарождающихся дефектов и причин их возникновения;
  
• 
  прогнозирование остаточного ресурса контролируемых узлов агрегата по динамике изменения во времени диагностических параметров и степени приближения к предельным значениям;
  
• 
  выработка рекомендаций и заключений о возможности дальнейшей эксплуатации данного агрегата.
  

По сложности и глубине решаемых задач техническое диагностирование подразделяется на три уровня.

• 
  Первый уровень – контроль технического состояния агрегата, постановка в любой требуемый момент диагноза «рабочее» или «нерабочее» состояние.
  
• 
  Второй уровень – качественная оценка состояния агрегата. основная задача на этом уровне заключается в обнаружении дефектов и неисправностей элементов и узлов машин. На данном уровне производится также выдача рекомендаций по улучшению условий работы агрегатов.
  
• 
  Третий уровень – прогнозирование технического состояния элементов, узлов и агрегатов в целом. Основной задачей этого уровня является определение остаточного ресурса элементов и узлов агрегата.
  

---

Техническое диагностирование осуществляется с помощью переносных измерительных приборов.Диагностирование по первому уровню проводится механической службой цехов поддержания пластового давления с помощью портативных виброизмерительных средств измерений, позволяющих вести оперативный контроль общего уровня вибрации. Контролируются среднеквадратические значения абсолютной виброскорости от 0,1 до 28 мм/с в диапазоне частот от 10 до 1000 Гц. Диагностирование по второму и третьему уровням выполняется специализированными организациями. Осуществляется приборами, обеспечивающими проведение спектрального анализа вибросигналов с определением амплитуд и частот гармонических составляющих. Частотный анализ проводить в диапазоне от 10 до 1000 Гц. Оценка состояния агрегата и прогнозирование технического состояния осуществляются с помощью прикладных программно-технических средств.

---