СКАЧАТЬ:  otchet.zip [447,09 Kb] (cкачиваний: 101)

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ

 РЕСПУБЛИКИ ТАТАРСТАН

Альметьевский Государственный Нефтяной Институт

Кафедра : « Транспорт и хранение нефти и газа»

ОТЧЕТ

по учебно-ознакомительной практике

Студента :

                                       Альметьевск

Содержание

  1.Введение……………………………………………………………3

2. История применения газа…………………………………………4

Исходное сырье и продукты переработки газов…………………..5

Организационная структура ЭПУ «Альметьевскгаз»……………7

1. Аварийно-диспетчерская служба (АДС)………………………...8

2. Служба подземных газопроводов…………………………………9 

3.Служба промышленных предприятий и ГРП………………….10

4.Служба режимов газоснабжения……………………………….11

Системы газоснабжения городов………………………………….12

Безопасность труда в газовом хозяйстве………………….14

Классификация магистральных газопроводов………………………15

Основные объекты и сооружения магистрального газопровода…..16 

Резервуары для хранения нефти и нефтепродуктов……………….20 

Нефтегазодобывающее управление « Елховнефть»………….....24

Ромашкинское районное нефтепроводное управление

                          НПС «Калейкино»………………………………….27

 6. Заключение………………………………………………………..30

  7. Список используемой литературы……………………………31

Управление «Татнефтегазпереработка» ОАО «Татнефть»

М посетили УТНГП, которое занимается добычей попутного нефтяного газа, его переработкой и реализацией в виде широкой фракции легких углеводородов. 

              Открытое акционерное общество «Минибаевский газоперерабатывающий завод» было созданно в 1994 году в порядке преобразования государственного предприятия. Оно является важнейшим связующим звеном в едином промышленном нефтедобывающем и нефтехимическом комплексе РТ и РФ.

       Производственная структура завода включает в себя 2 основных цеха по эксплуатации технологических установок компримирования, очистки и осушки нефтяного газа, сероочистки, низкотемпературной конденсации и ректификации, газофракционирования.

       Вспомогательные производства включают в себя 12 цехов и участков: пароснабжения, водоснабжения, цех КИП и электроцех, автотранспортный цех, центральную заводскую лабораторию, цех по ремонту и обслуживанию технологического оборудования, участок по производству и реализации кислорода и газонефтепродуктов, газоспасательную службу и другие подразделения.

Общая схема газоперерабатывающего завода

       Задача газопереработки состоит в удалении из природного и попутного нефтяного газов, получаемых с месторождений, посторонних примесей, кислых компонентов, влаги и в последующем извлечении из этого газа «полезных» углеводородов. Поэтому, чтобы представлять, какая газоперерабатывающая установка нужна, и из каких основных блоков она должна состоять, необходимо знать состав исходного газа.

Присутствие твердых частиц в газе приводит к быстрому износу соприкасающихся с газом деталей компрессоров. Твердые частицы засоряют и портят арматуру газопровода и контрольно-измерительные приборы; скапливаясь на отдельных участках газопровода, они сужают его поперечное сечение.

Жидкие частицы, оседая в пониженных участках трубопровода, также вызывают уменьшение площади его поперечного сечения. Они, кроме того, оказывают коррозирующее действие на трубопровод, арматуру и приборы.
       Влага в определенных условиях приводит к образованию гидратов, выпадающих в газопроводе в виде твердых кристаллов. Гидратные пробки могут полностью закупорить трубопровод.

Сероводород - весьма вредная примесь. В количествах, больше чем 0,01 мг на 1л воздуха рабочей зоны, он ядовит. При промышленном использовании газа содержащийся в нем сероводород отрицательно сказывается на качестве выпускаемой продукции. В присутствии влаги сероводород вызывает сильную коррозию металлов.
       Углекислый газ вреден главным образом тем, что он снижает теплоту сгорания газа.
        Перед поступлением в магистральный газопровод газ должен быть осушен и очищен от вредных примесей.

История применения газа

       Природный газ стал известен человеку очень давно. В предгорьях Малого Кавказа за 6000 лет до н.э. горели «вечные огни». Это были случайно воспламеняющиеся (от молнии или костра, например) выходы газа на поверхность. Необъяснимым в те времена явлениям, когда над землей, либо над водой казалось бы из ничего возникало пламя, естественно приписывалось божественное происхождение.

       Еще большое впечатление производили на людей залповые выбросы воспламенившегося газа из грязевых «вулканов». О том, что они собой представляли можно судить по наблюдениям наших дней.

       За 200 лет до н.э. в Китае были пробиты первые бамбуковые скважины для добычи газа, который применялся для освещения, отопления и выверки соли.

      Факелы горящих газов на Апшеронском полуострове и в Дагестане на побережье Каспийского моря в начале нашей эры служили маяки для моряков.

      В 14 веке на Апшеронском полуострове газ использовался для отопления, освещения, приготовления пищи и обжига извести.

     В конце 18 века был изобретен способ получения искусственного газа из    каменного угля. Англичанин В. Мэрдок применил полученный газ для освещения собственного дома и машиностроительного завода в Бирмингеме, а затем предложил этот новый вид топлива для освещения Лондона.

    Первый завод по производству светильного газа в России был построен в 1835 году в Петербурге. К концу прошлого века такие заводы были построены почти во всех крупных городах страны. Они давали свет улицам, фабрикам, театрам, жилым домам.

       Широкое применение природного газа в России  и в мире началось лишь в 50-х годах  20 века. В период с 1950 по 1970 гг. добыча газа в мире возросла с 192 млрд. кубометров до 1 трлн. кубометров, т.е. в 5 раз. Ныне она составляет около 2 трлн. Кубометров.

Исходное сырье и продукты переработки газов

       Сырье – нефтяной газ - поступает на завод с промыслов управления «Татнефтегаз», а широкая фракция легких углеводородов по продуктопроводу с установок комплексной подготовки нефти ОАО «Татнефть».

Так как нефтяные газы характеризуются высоким содержа­нием углеводородов от пропана и выше, основная их часть мо­жет быть отнесена к категории жирных. Однако в некоторых газах могут содержаться сероводород, азот, углекислота и дру­гие нежелательные компоненты. В связи с этим такие газы не используют как топливо или сырье для переработки без соот­ветствующей подготовки.

Если в газе содержится сероводород, то при транспорте его по трубопроводу возникает коррозия металла. Кроме того, се­роводород и продукт его сгорания вызывают отравление живых организмов, нарушают режим технологиче­ских установок переработки нефти, понижают качество продук­тов в промышленных процессах.

Окись углерода опасна для человека, как и сероводород. Кроме того, она также вызывает коррозию аппаратуры и трубо­проводов.

В нефтяном газе могут содержаться водяные пары. Их коли­чество при данных давлении и температуре не должно превы­шать определенного предельного значения. Газ, содержащий этот максимум водяных паров, называется насыщенным. Температура, при которой происходит процесс конденсации во­дяных паров, называется точкой   росы.

Водяные пары, содержащиеся в газе, в процессе его транс­порта и переработки вызывают различные осложнения. Напри­мер, при транспорте газа в трубопроводах возможно образова­ние конденсата, в газопроводах — образование ледяных пробок, кристаллогидратов. Кроме того, возникает коррозия металла аппаратуры, труб, приборов и т. п.

Легкие углеводороды содержатся в природных горючих газах , а также в газах, получаемых при переработке нефти.

Природные горючие газы состоят в основном из смеси парафиновых углеводородов. Кроме того, в их состав могут входить азот, углекислый газ, пары воды, сероводород, гелий.

Природные горючие газы перерабатывают на газоперерабатывающих заводах, которые строят вблизи крупных нефтяных и газовых месторождений. Предварительно газы очищают от мехпримесей (частиц пыли, песка, окалины и т.д.), осушают и очищают от сероводорода и углекислого газа. Продуктами первичной переработки природных горючих газов являются газовый бензин, сжиженные и сухие газы, технические углеводороды: этан, пропан, бутаны, пентаны.

Газы, получаемые при первичной и вторичной (особенно там, где используют термокаталитические процессы) переработке нефти, кроме предельных парафиновых углеводородов содержат и непредельные - олефины. Этим они отличаются от природных горючих газов.

Классификация НПС

       НПС — это сложный комплекс инженерных сооружений, предназначенных для обеспечения перекачки заданного количе­ства нефти или нефтепродуктов. НПС магистральных трубопро­водов подразделяют на головные и промежуточные,

  Головная НПС располагается вблизи нефтяных сборных про­мыслов (МНП) или нефтеперерабатывающих заводов (МНПП) и предназначается для приема нефти или нефтепродуктов и для обеспечения их дальнейшей перекачки по трубопроводу. Все объекты, входящие в состав перекачивающих станций, можно разделить на две группы:

• объекты основного (технологического) назначения;
• объекты вспомогательного и подсобно-хозяйственного на­значения.

  К первой группе относят: основную и подпорную насосные станции (насосные цеха); резервуарный парк; сеть технологиче­ских трубопроводов с площадками фильтров и камерами задви­жек или узлами переключения; узлы учета; камеру пуска-приема очистных устройств, совмещенную с узлами подключения к тру­бопроводу; узлы предохранительных и регулирующих устройств.

       Ко второй группе относят: понижающую электростанцию с открытым и закрытым распределительными устройствами; ком­плекс сооружений по водоснабжению станции и жилого поселка при ней; комплекс сооружений по водоотведению бытовых и промышленно-ливневых стоков; котельную с тепловыми сетями; ин­женерно лабораторный корпус; пожарное депо; узел связи; меха­нические мастерские; мастерские контрольно-измерительных приборов (КИП) и автоматики; гараж; административно-хозяй­ственный блок с проходной; складские помещения для оборудова­ния и ГСМ и т. д.

       Головные НПС являются наиболее ответственной частью всего комплекса магистрального трубопровода и во многом опре­деляют его работу в целом. На них выполняют следующие основ­ные технологические операции: прием и учет нефти или нефте­продуктов, закачку их в резервуарный парк для краткосрочного хранения, откачку нефти или нефтепродуктов в трубопровод; прием, запуск очистных, разделительных и диагностических уст­ройств. Кроме того, производят внутристанционные перекачки (перекачку из резервуара в резервуар, перекачку при зачистке ре­зервуаров и т. д.). На головных станциях можно производить под­качку нефти или нефтепродуктов с других источников поступле­ния, например с других трубопроводов.

       Промежуточные НПС предназначены для повышения давле­ния перекачиваемой жидкости в трубопроводе, и их размещают по трассе согласно гидравлическому расчету. Они имеют в своем составе в основном те же объекты, что головные перекачивающие станции, но вместимость их резервуаров значительно ниже, либо они отсутствуют (в зависимости от принятой схемы перекачки). Отсутствуют на промежуточных НПС узлы учета, подпорная на­сосная (при отсутствии резервуарного парка).

       Строительство НПС магистральных трубопроводов отличает­ся большой трудоемкостью, необходимостью выполнять различ­ные по объему и характеру строительные, монтажные и специаль­ные работы в разных природно-климатических зонах. Значитель­ный объем работ требует привлечения больших материальных затрат и трудовых ресурсов. Привлечение трудовых ресурсов при строительстве НПС в отдельных районах затруднено из-за отсут­ствия социальной инфраструктуры. В связи с этим большое значе­ние имеют снижение капитальных, эксплуатационных затрат при строительстве и эксплуатации НПС, сокращение сроков их строи­тельства.

       Это достигается путем использования блочно-комплектных, блочно-модульных НПС и станций открытого типа. Основное отличие этих НПС от НПО традиционного (стационарного) типа за­ключается б отсутствии на территории капитальных зданий, со­оруженных из кирпича, бетона, железобетона. Все оборудование, технологические коммуникации, КИП и автоматика входят в со­став функциональных блоков, скомпонованных в виде транспор­табельных монтажных блоков, блок- боксов и блок-  контейнеров.

       Монтажные блоки — технологическое оборудование, со­бранное вместе с трубопроводами, КИП и автоматикой на общей раме.

  Блок- боксы — транспортабельные здания, внутри которых размещаются технологические установки и инвентарное оборудо­вание.

  Блок- контейнеры — технологические установки с индивиду­альными укрытиями, внутри которых создается микроклимат, не­обходимый для нормальной работы оборудования.

   Монтажные блоки, блок- боксы и блок- контейнеры собирают на сбор очно- комплектов очных базах или заводах, где происходит их испытание, и в полностью собранном виде их доставляют на строительную площадку.

   Блочно-комплектные НПС включают в себя набор отдельно стоящих блоков и блок- боксов технологического, энергетического и вспомогательного и  функционального назначения, а также общее укрытие для магистральных насосных агрегатов с технологиче­скими трубопроводами и вспомогательными системами.

   Блочно- модульные НПС представляют собой дальнейшее раз­витие блочно-комплектных насосных станций. На НПС этого типа все оборудование группируют по функциональным признакам в блок-модули, Блок- модули всех типов изготавливают только в за­водских условиях. На блочно- модульных НПС отказались от мон­тажа отдельно стоящих блоков с индивидуальными системами жизнеобеспечения, и вместо них применяют общие отапливае­мые инвентарные укрытия требуемой площади.

       На НПС открытого типа насосные агрегаты вместе со всеми вспомогательными системами размещают под навесом на откры­том воздухе. От воздействия окружающей среды насосные агрега­ты защищают индивидуальными металлическими кожухами. Внутри кожухов размещены автономные системы вентиляции с калориферами для охлаждения электродвигателей при нормаль­ной работе и подогреве их во время вывода агрегатов в резерв в холодное время года. Эти НПС работают нормально при темпе ратуре окружающей среды от —40 °С до +50 °С.

       На основе разработанных проектов могут быть сооружены унифицированные блочно-комплектные НПС с различной про­пускной способностью. Нормальный ряд предусматривает четыре типа унифицированных НПС: БКНС-1,25; БКНС-2,5; БКНС-3,6; БКНС-12,5. Численные значения в маркировке означают пропуск­ную способность перекачивающей станции в тыс. м³/ч. Сравнив НПС традиционного типа и блочно- комплектные НПС, приняв производственные показатели первого типа за 100 %, приведем по­казатели для НПС второго типа: относительная стоимость строи­тельства 68 — 90 %; относительная стоимость строительно-мон­тажных работ — 40 — 60 %; относительная площадь станции — 20 — 60 %; относительная продолжительность строительства — 17 — 76 %. Наличие диапазона в показателях объясняется размещением ос­новного оборудования на воздухе, в блок- контейнерах, в легком общем здании. Компактное размещение блок- боксов значительно уменьшает протяженность инженерных сетей. Эксплуатацион­ные затраты на блочно-комплектных НПС ниже затрат на эксплу­атацию НПС традиционного типа за счет эксплуатации инженер­ных сетей меньшей протяженности, меньшего числа сооруже­ний и оборудования, а также высокой надежности работы основного и вспомогательного оборудования, смонтированного в блок-контейнерах и блок-боксах непосредственно на заводе-из­готовителе. При капитальном ремонте предусматривается замена блок-бокса в сборе.

Резервуары для хранения нефти и нефтепродуктов

Резервуарами называются стационарные или передвижные сосуды разнообразной формы и размеров. Резервуары являются наиболее ответственными сооружениями, в них хранятся в боль­ших количествах ценные жидкости.

В зависимости от материала, из которого они изготавлива­ются, резервуары делятся на металлические и неметаллические. Металлические сооружают преимущественно из стали, иногда из алюминия. К неметаллическим относятся железобетонные и пласт­массовые резервуары.

Резервуары бывают по форме: вертикальные цилиндриче­ские, горизонтальные цилиндрические, прямоугольные, каплевидные и др.

Резервуары сооружают различных объемов — от 5 до 120 000 м . Для хранения светлых нефтепродуктов применяют преимущественно стальные резервуары, а также железобетонные с бензоустойчивым внутренним покрытием — листовой стальной облицовкой и др. Для нефти и темных нефтепродуктов применя­ют в основном железобетонные резервуары. Хранение смазочных масел осуществляется в стальных резервуарах.

Расстояния между резервуарами принимают равными: для резервуаров с плавающими крышами не менее 0,5 диаметра; для резервуаров со стационарными крышами и понтонами — 0,65 диаметра; для резервуаров со стационарными крышами, но без понтонов — 0,75 диаметра.

Каждая группа наземных резервуаров ограждается земля­ным валом или стенкой, высота которых принимается на 0,2 м выше расчетного уровня разлившейся жидкости.