В рамках постоянного, в том числе и целевого снижения капитальных вложений (КВ) при обустройстве нефтепромысловых объектов нефтегазодобывающие предприятия (общества группы ОГ) и обеспечивающие их проектно-сметной документацией корпоративные научно-исследовательские и проектные институты (КНИПИ) проводят работу в рамках организации процесса оценки возможности оперативного внедрения эффективных инициатив КНИПИ (ТОП-1/2) в объекты плана КВ 2025–2030 гг., а также за счет собственных инициатив по наиболее востребованным и перспективным направлениям: выделение пусковых комплексов (этапов), обоснование безопасности, применение новых материалов и технологий в строительстве.
Под категориями ТОП-1/2 здесь подразумевают мероприятия, упорядоченные по возрастанию их важности и значимости, в основном по степени их готовности к внедрению, в том числе с учетом экономической составляющей. К ТОП-1 относят апробированные решения, готовые к применению, а к ТОП-2 — решения, требующие внесения изменений в нормативно-техническую документацию (НТД), проведения опытно-промышленных испытаний (ОПИ), научно-исследовательских (НИР) и опытно-конструкторских (НИОКР) работ, разработку стандартов организаций (СТО).

В 2024 году специалистами проектирования обустройства месторождений (ПОМ)
ООО «СамараНИПИнефть» (СНИПИ) было предложено пять оптимизационных проектных решения (ОПР) для категории ТОП-1 (одно мероприятие в рамках обустройства кустовых площадок скважин и четыре в рамках обустройства линейных объектов (табл. 1)).

Ранее исходные проектные решения выполнялись на основании ВНТП 3-85, где пункт 2.116. гласил «Объем аварийной (дренажной) емкости должен быть… …не менее объема наибольшего аппарата». После ввода в действие ГОСТ Р 58367-2019 [1] содержание несколько изменилось, пункт 6.3.1.29 указанного ГОСТа стал гласить «Объем дренажной емкости принимают из расчета полного слива жидкости из одного наибольшего по объему аппарата». Кроме того, из-за отсутствия информации по объему сепарационных емкостей в измерительных установках (ИУ) различных производителей объем дренажной емкости принимался с запасом. После сбора такой информации появилась возможность обосновано сократить объем дренажной емкости.
Максимальный объем нефти в автоматизированной групповой замерной установке (АГЗУ) на 14 подключений, производительностью 1 500 м³/сут. с учетом трубопроводной обвязки составляет порядка 3,5–4 м³ (емкость сепарационная, V = 3,40 м³). Объем проектируемой ДЕ должен приниматься из расчетов опорожнения одного наибольшего аппарата, то есть опорожнения сепарационной емкости АГЗУ и трубопроводов обвязки с которых возможен дренаж самотеком. Следовательно, объема ДЕ = 5 м³ достаточно.

Малогабаритные камеры МКПУ/МКПР (МКПУ — малогабаритные камеры пуска / МКПР — малогабаритные камеры приема) целесообразно рассматривать для диаметров Ду200, Ду250 и Ду300 мм. Эффективность использования МКПУ/МКПР этих диаметров иллюстрируется диаграммой на рисунке 1.

Используются специальные вставки. Вставка может быть длиной 1, 2, 3 и 5 м согласно ЕТТК № П4-06.03 ЕТТ-0011 [2], что обеспечивает возможность использования всех видов средств очистки и диагностики. Вставка предусматривается на узлах пуска и приема соответственно. Вставки предусматриваются как инвентарные (временные) только на период запасовки СОД из наличия у ОГ, с последующим их демонтажем и перемещением на следующий объект.
При этом в рабочей документации (РД) сразу предусматриваются дополнительные фундаменты и площадка для быстрого монтажа/демонтажа вставок.
На малых диаметрах (до Dу 200 мм), например, для Dу150 мм КПУ/КПР (КПУ/КПР — классические камеры пуска-приема) не применяются вовсе, поскольку изначально применяются МКПУ/МКПР.

В целях снижения металлоемкости и капитальных затрат предложено использование конструкций молниеотводов высотой до 15 м на стойках СВ. Замена молниеотвода, выполненного телескопически трубой 219×8, 168×7 и 127×5,5 с монолитным фундаментом на молниеотвод, выполненный на стойке СВ110-5, СВ130-7 (в зависимости от требуемой высоты молниеотвода) позволяет сократить затраты. Стойки СВ также вдвое дешевле стоек конических центрифугированных (СКЦ — круглые бетонные опоры).
Имеется ряд ограничений:
• высота молниеотвода подходит для защиты только отдельных объектов (обустройство скважин, узлы пуска и приема очистных устройств);
• вариант фундамента (заделка на 2,5 м в сверленном котловане) не применим на ММГ (многолетнемерзлых грунтах), насыпных грунтах (при незавершенной консолидации), слабых грунтах при отсутствии инженерной подготовки;
• наличие требований по отсутствию вблизи вертолетных площадок. В связи с этим распространение и применение ОПР ограничено ОГ Поволжского региона присутствия Компании с учетом проработки узлов крепления дополнительного оборудования, транспортно-логистических возможностей транспортировки стоек, закупки длинномерных изделий и инженерно-геологических условий.

Применимо с условием 100 % контроль методом РГК и дубль контроль методом УЗК в соответствии с требованиями п.5 таблицы 4 ВСН 012-88 [3].
Дублирующий УЗК предусматриваем на сварных соединениях, испытание которых невозможно внутренним давлением.
РГК сварных соединений – преимущественный метод контроля сварных соединений на промысловых трубопроводах согласно разд.5.11 ИТСК П4-06.04 ИТС-0003 вер.2 изм.1. [4]О (100% РГК для участков трубопровода категорий I(В), II(С), 25% РГК для участков трубопровода категорий III(Н)).
Предлагаемое мероприятие соответствует требованиям НТД и ЛНД и предусматривает проведение 100 % РГК сварных соединений для участков трубопровода категорий III(Н) как экономически целесообразный в соответствии со сметным расчетом.
Рекомендуется для тиражирования по результатам технико-экономических расчетов (ТЭР) (рис. 2) при контроле сварных стыков промысловых трубопроводов. Требование по изменению вида контроля сварных соединений должно быть отражено в проектной документации.

Стандартную процедуру испытаний промысловых трубопроводов с распределением по участкам и по этапам (редакция ГОСТ Р 55990-2014 до Изменения №1) теперь можно оптимизировать за счет объединения участков испытаний 1-го и 2-го этапов в один этап на повышенное давление 1-го этапа, что зафиксировано в прим.9 к табл.21 ГОСТ Р 55990 по Изменению №1 (введено 30.06.2024).
Техническое Решение соответствует требованиям НТД и обеспечено за счет предложений* от СНИПИ к проекту «Изменения № 1 к ГОСТ Р 55990-2014». *При голосовании по проекту «Изменения № 1 к ГОСТ Р 55990-2014» («Месторождения нефтяные и газонефтяные. Промысловые трубопроводы. Нормы проектирования») и определении позиции Компании в рамках запроса ТК 023 РФ (в период голосования 18-21.08.2023, а также 26.10.2023 при повторном рассмотрении доработанного Изменения №1) специалистами СНИПИ предложено добавить требования к продолжительности испытания в один этап и возможности объединения испытаний участков промысловых трубопроводов категорий Н, С и проведения испытания в один этап на повышенное давление с учетом обеспечения дополнительных мер безопасности при проведении испытаний и фиксирования такого способа испытаний в проекте.
Иными словами, нормативными документами разрешено объединение участков испытаний 1-го и 2-го этапов в один этап на повышенное давление 1-го этапа.
Проведение испытаний всего трубопровода более низким давлением после испытания отдельных участков трубопровода более высоким давлением теперь проводится согласно требованиям ГОСТ Р 55990-2014, СП 284.1325800.2016 [5, 6] (рис. 3).