О САЙТЕ
Добро пожаловать!

Теперь вы можете поделиться своей работой!

Просто нажмите на значок
O2 Design Template

ФИМ / ТНГМ / Управление «Татнефтегазпереработка» ОАО «Татнефть»

(автор - student, добавлено - 12-10-2013, 20:35)

 

СКАЧАТЬ:  otchet-po-praktike.zip [4,66 Mb] (cкачиваний: 92)

 

 

Введение

Нефтяная и газовая промышленность является одной из ведущих отраслей народного хозяйства.

Нефтяная промышленность- отрасль тяжелой индустрии, включающая разведку нефтяных и нефтегазовых месторождений, бурение скважин, добычу нефти и попутного газа, трубопроводный транспорт нефти.

Нефть- это важнейшее полезное ископаемое, состоящее из различных видов углеводородов. Нефть широко применяется в промышленности, из нее, в частности, производится бензин, осветительный керосин, реактивное и дизельное топливо, мазут и т.д. Нефть представляет собой черную маслянистую горючую жидкость. Нефтяной бизнес является одним из наиболее прибыльных , настолько, что цены на нефть часто обусловлены  внешнеполитической обстановкой.

Одной из крупнейших компаний в нефтегазовом комплексе является компания «Татнефть». Основная деятельность компании «Татнефть» осуществляется на территории Российской Федерации. Компания является холдинговой структурой, в состав которой входят нефтедобывающие управления, нефтегазоперерабатывающие, нефтехимические предприятия, а также предприятия и сервисные производства, реализующие нефть., продукты нефтегазо - переработки и нефтехимии. Компании в настоящее время предоставлены лицензии на разработку 77 месторождений, основное из которых- Ромашкинское – является одним из крупнейших в мире.

Одновременно «Татнефть» участвует  в капитале и управлении рядом ведущих нефтехимических предприятий Республики Татарстан. Реализуя программу стабилизации и восполнения запасов. Компания развивает  бизнес- проекты за пределами республики- как на территории Российской Федерации, так и в странах ближнего и дальнего зарубежья, в целом укрепляя сырьевую и нефтеперерабатывающую базы и расширяя рынки сбыта. Ежегодный объем добычи нефти  компанией составляет более 25 миллионов тонн, газа- более 700 миллионов кубических метров. Одним из основных

приоритетов Компании является охрана окружающей среды и обеспечение производственной и промышленной безопасности. Важнейшей  составляющей компании «Татнефть» является совершенствование и разработка новых методов нефтедобычи. Развитие прогрессивных наукоемких технологий, а также увеличение объемов и видов предоставляемых высокотехнологичных производственных услуг укрепляет инновационный потенциал Компании и обеспечивает одно из значимых конкурентных преимуществ ОАО «Татнефть» в отрасли.

Во время учебно-ознакомительной практики мы посетили такие производства как учебный полигон ЦПК ОАО «Татнефть»

 

Узнали о видах деятельности этих предприятий, об используемом ими оборудовании и принципе  их работы.

 

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 магистральных газопроводов

       Магистральным газопроводом  называется трубопровод, предназначенный для транспортировки газа, прошедшего подготов­ку из района добычи в районы его потребления. Движение газа по магистральному газопроводу обеспечивается компрессорными стан­циями, сооружаемыми по трассе через определенные расстояния.

       Ответвлением от магистрального газопровода называется тру­бопровод, присоединенный непосредственно к МГ и предназначенный для отвода части транспортируемого газа к отдельным населенным пунктам и промышленным предприятиям.

       Магистральные газопроводы классифицируются по величи­не рабочего давления и по категориям.

       В зависимости от рабочего давления в трубопроводе магист­ральные газопроводы подразделяются на два класса:

I класс - рабочее давление от 2,5 до 10 МПа включительно;

II класс - рабочее давление от 1,2 МПа до 2,5 МПа включи­тельно.

       Газопроводы, эксплуатируемые при давлениях ниже 1,2 МПа не относятся к магистральным, это внутри промысловые, внутризавод­ские, подводящие газопроводы, газовые сети в городах и населенных пунктах, а также другие газопроводы.

       В зависимости от назначения и диаметра, с учетом требова­ний безопасности эксплуатации магистральные газопроводы и их участки подразделяются на пять категорий: В, I, II, III и IV. Категория газопроводов определяется способом прокладки, диаметром и усло­виями монтажа.

Основные объекты и сооружения магистрального газопровода

       В состав МГ входят следующие основные объекты :

- головные сооружения;

- компрессорные станции;

- газораспределительные станции (ГРС);

- подземные хранилища газа;

- линейные сооружения.

        На головных сооружениях производится подготовка добыва­емого газа к транспортировке (очистка, осушка и т.д.). В начальный период разработки месторождений давление газа, как правило, настоль­ко велико, что необходимости в головной компрессорной станции нет. Ее строят позднее, уже после ввода газопровода в эксплуатацию.

        Компрессорные станции предназначены для перекачки газа. Кроме того на КС производится очистка газа от жидких и твердых при­месей, а также его осушка.

        Принципиальная технологическая схема компрессорной стан­ции:

 

1-магистральный газопровод; 2-кран; 3-байпасная линия; 4-пылеуловители;

5-газоперекачивающий агрегат; 6-продувные свечи; 7-АВО газа; 8-обратный клапан.

 

         Газ из магистрального газопровода 1 через открытый кран 2 поступает в блок пылеуловителей 4. После очистки от жидких и твердых примесей газ компримируется газоперекачиваю-щими агрегатами (ГПА) 5. Далее он проходит через аппараты воздушного охлаждения (АВО) 7 и через обратный клапан 8 поступает в магистральный газопровод 1.

        Объекты компрессорной станции, где происходит очистка, ком-примирование и охлаждение, т.е. пылеуловители, газоперекачивающие агрегаты и АВО, называются основными. Для обеспечения их нормаль­ной работы сооружают объекты вспомогательного назначения: системы водоснабжения, электроснабжения, вентиляции, маслоснабжения и т.д.

       Газораспределительные станции сооружают в конце каждо­го магистрального газопровода или отвода от него.

        Высокоиапорный газ, транспортируемый по магистральному газопроводу, не может быть непосредственно подан потребителям, поскольку газовое оборудование, применяемое в промышленности и в быту, рассчитано на сравнительно низкое давление. Кроме того, газ должен быть очищен от примесей (механических частиц и конденса­та), чтобы обеспечить надежную работу оборудования. Наконец, для обнаружения утечек газу должен быть придан резкий специфический запах. Операцию придания газу запаха называют одоризацией.

       Понижение давления газа до требуемого уровня, его очист­ка, одоризация и измерение расхода осуществляются на газораспределительной станции (ГРС).

        Принципиальная схема ГРС:

 

1-входной трубопровод;  2-фильтр; 3-подогреватель газа; 4-контрольный клапан;

 5-регулятор давления типа «после себя»; 6-расходомегр газа;  7-одоризатор;

 8-выходной трубопровод;  9-манометр; 10-байпас

       Газ по входному трубопроводу 1 поступает на ГРС, Здесь он последовательно очищается в фильтре 2, нагревается в подогревателе 3 и редуцируется в регуляторах давления 4. Далее расход газа измеря­ется расходомером 5 и в него с помощью одоризатора 6 вводится одорант - жидкость, придающая газу запах.

          Необходимость подогрева газа перед редуцированием связа­на с тем, дросселирование давления сопровождается (согласно эффекту Джоуля-Томсона) охлаждением газа, создающим опасность закупорки трубопроводов ГРС газовыми гидратами.

         Подземные хранилища газа служат для компенсации нерав­номерности газопотребления. Использование подземных структур для хранения газа позволяет очень существенно уменьшить металлозат-раты и капиталовложения в хранилища.

       Линейные сооружения газопроводов отличаются от аналогич­ных сооружений нефте- и нефтепродуктопроводов тем, что вместо линейных задвижек используются линейные шаровые краны, а кро­ме того для сбора выпадающего конденсата сооружаются конденсатосборники.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

           Ромашкинское районное нефтепроводное

                      управление НПС «Калейкино»

 

 

 

 

 

 

 

 

 

     Ромашкинское районное нефтепроводное управление, как и большинство предприятий юго-востока Татарстана, обязано своим рождением большой нефти, промышленная добыча которой началась в республике еще в конце  40-х годов. РРНУ на сегодняшний день является одним из самых крупных филиалов ОАО «СЗМН», Стабильным предприятием с высоким производительным потенциалом.

Недра щедро делились с людьми своими запасами «черного золота», но нефть нужно было не только достать из-под земли, ее еще нодо было отправить на переработку, чтобы она приносила реальную пользу экономике.

Первые нефтепроводы в Татарии- трубы небольшого диаметра- тянулись обычно от месторождения до железнодорожной станции. Там нефтью наполняли вагоны- цистерны, и длинные составы везли ее на перерабатывающие станции.

Самой первой станцией, откуда стало уходить в индустриальные центры России «черное золото» Татарии, была станция Клявлино. Там же организовали первое нефтепроводное предприятие- Татарскую нефтепроводную контору ( ТНК), прародительницу нынешнего «СЗМН».

Объемы добычи нефти с вновь открытого Ромашкинского месторождения росли. Имеющиеся нефтепроводы не справлялись с мощным нефтяным потоком. В начале 50-х началось строительство нефтепроводов Альметьевск- Карабаш- Ромашкино, Карабаш- Бавлы. Строительством руководил специальный штаб в Альметьевске. Здесь же срочно построили нефтедобывающую станцию. Татарскую нефтепроводную контору в Клявлино ликвидировали, вместо нее Бугульме создали  Татарское товарно-   -транспортное управление. ,Однако с увеличением объемов добычи схема транспортировки нефти «месторождение- железнодорожная станция- потребитель» перестала соответствовать требованиям времени. Необходимо было строить магистрали.

В середине 50-х годов подземные магистрали насчитывали почти 700км. Развернулось строительство трасс Альметьевск- Горький,  Альметьевск- Пермь.

В первое пятилетие 60-х годов были введены в эксплуатацию нефтепроводы Миннибаево- Альметьевск, и Набережные Челны- Альметьевск, пущен нефтепровод Альметьевск- Горький-2.

Завершенный проект Альметьевск- Куйбышев заложил основу будущей международной магистрали «Дружба». Прокладывается мощный нефтепровод Альметьевск- Калейкино.

   В 60-е годы  начинают автоматизироваться объекты нефтеперекачки – на перекачивающих станциях внедряется система автоматики Сумского завода, ведется подготовка к автоматизации резервуарных парков и автоматическому регулированию давления на магистральных нефтепроводах.

        Во второй половине 60-х вступили в строй 500-миллиметровые нефтепроводы Азнакаево–Альметьевск и Набережные Челны – Альметьевск, и гигантские 1020- миллиметровые магистрали Альметьевск – Куйбышев-2, Альметьевск – Горький-3, Альметьевск – Калейкино. 

        Внедрение систем автоматизации и телемеханики, начавшееся в 60-е годы, широко развернулось в следующее десятилетие. На нефтепроводах Альметьевск – Куйбышев-1 и Альметьевск – Куйбышев-2 вступила в опытную эксплуатацию первая очередь автоматизированной системы управления технологическими процессами. 

 

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.

Стальные резервуары

      Современные стальные резервуары подразделяются на вер­тикальные цилиндрические, каплевидные, горизонтальные. Вертикальные цилиндрические резервуары подразделяются на резервуары низкого давления,  резер­вуары с понтонами и резервуары с плавающими крышками. Ре­зервуары атмосферного типа применяют в основном для хране­ния нефтепродуктов мало испаряющихся (керосина, дизельного топлива и др.).

Легкоиспаряющиеся нефтепродукты эффективно хранить в резервуарах с плавающими крышами и понтонами или в резервуарах высокого давления.

Горизонтальные резервуары (цистерны) используют для хранения большинства видов нефтепродуктов и применяют в ка­честве расходных хранилищ.

Вертикальные цилиндрические резервуары. Резервуары

низкого давления выполняют с коническим или сферическим по­крытием. Резервуары с коническим покрытием сооружают объе­мом 100-5000 м3, причем в центре резервуара устанавливают центральную стойку, на которую опираются щиты покрытия.

Резервуары со сферическим покрытием сооружают объе­мом 10 000, 15 000 и 20 000 м3 и щиты покрытия по контуру опираются на кольцо жесткости, установленное на корпусе ре­зервуара. Толщина листов стенки резервуара (считая снизу вверх) от 14-6 мм. Толщина листов покрытия 3 мм.

При хранении вязких подогреваемых нефтепродуктов на­блюдаются значительные потери тепла в атмосферу. Для умень­шения расхода тепла на подогрев нефтепродуктов и уменьшения затрат на подогревательные устройства осуществляют теплоизо­ляцию наружных поверхностей резервуаров: пенопластовую, пенополиуретановую и др.

 Каплевидные резервуары применяют для хра­нения легкоиспаряющихся нефтепродуктов с высокой упруго­стью паров. Оболочке резервуара придают очертание капли жид­кости, свободно лежащей на несмачиваемой плоскости и нахо­дящейся под действием сил поверхностного натяжения. Благода­ря такой форме резервуара все элементы поверхности корпуса растягиваются примерно с одинаковой силой. Это обеспечивает минимальный расход стали на изготовление резервуара.

 

Различают два основных типа этих резервуаров: каплевидные гладкие и многоторовые (многокупольные).

К каплевидным гладким относятся резервуары с гладким корпусом, не имеющим изломов кривой меридионального сечения (с внутренним давлением до 0,075 МПа). Резервуары, корпус ко­торых образуется пересечением нескольких оболочек двойной кривизны, из которых они образованы, называются многокуполь­ными (или многоторовыми) резервуарами (до 0,37 МПа) (рис. 7.5).

Каплевидные резервуары оснащены комплектом дыхатель­ных и предохранительных клапанов, приборами замера уровня, температуры и давления, а также устройствами для слива-налива нефтепродуктов и удаления отстоя. Но эти резервуары не полу­чили широкого распространения из-за высокой трудоемкости их изготовления и монтажа из отдельных стальных листов двоякой кривизны.

Горизонтальные резервуары, в отличие от вер­тикальных, изготовляют на заводах и поставляют на место установки в готовом виде. Такие резервуары применяют при транспортировке и хранении нефтепродуктов на распредели­тельных нефтебазах и в расходных хранилищах. Резервуары рас­считаны на внутреннее давление 0,07 МПа, имеют конусное или плоское днище; устанавливают над землей на опорах или под землей на глубину не более 1,2 м от поверхности земли. Область применения горизонтальных резервуаров ограничена тем, что они занимают большие площади, велика и площадь зеркала про­дукта.

 

 

  1. Неметаллические резервуары

       Неметаллическими называются такие резервуары, у кото­рых несущие конструкции выполнены из неметаллических мате­риалов, К ним относятся железобетонные и резервуары из резинотканевых или синтетических материалов, применяемых в ка­честве передвижных емкостей, а также подводные резервуары.

     Железобетонные резервуары  подразделяются на резервуары для мазута, нефти, масел и светлых нефтепродуктов. Нефть и мазут практически не оказывают химического воздейст­вия на бетон и обладают способностью за счет своих тяжелых фракций и смол тампонировать мелкопористые материалы, по­этому не требуется специальная защита стенок, днищ и покрытия резервуаров.

При хранении масел во избежание их загрязнения внутрен­ние поверхности резервуаров защищают различными облицовка­ми. То же самое относится и к резервуарам для светлых нефте­продуктов, которые, обладая незначительной вязкостью, легко фильтруются через бетон.

Железобетонные резервуары обладают еще рядом преиму­ществ. При хранении в них подогреваемых вязких нефтей медлен­нее происходит их остывание за счет малых теплопотерь, а при хранении легкоиспаряющихся светлых нефтепродуктов уменьша­ются потери от испарения, так как резервуары при подземной уста­новке менее подвержены солнечному облучению.

Стенки железобетонного резервуара состоят из предвари­тельно напряженных железобетонных панеле. Кольцевую армату­ру на стенку резервуара навивают при помощи арматурно-навивочной машины. Покрытие выполняется из сборных железо-бетонных предварительно напряженных ребристых плит, опи­рающихся на кольцевые балки.

Резиноткаиевые резервуары предназначены для хранения и транспортировки автомобильного бензина, реактивного топли­ва, керосина, дизельного топлива, масел. Резервуары представ­ляют собой замкнутую оболочку в виде подушки с вмонтирован­ной в нее арматурой. Оболочка состоит из внутреннего маслобензостойкого резинового слоя, полиамидной пленки, капронового силового слоя и наружного атмосферостойкого резинового слоя.

Подводные резервуары представляют собой емкости, погруженные в воду. Принцип подводного хранения нефтепродуктов основан на том, что плотность нефтепродуктов меньше плотности воды, и они практически не смешиваются. По­этому -многие конструкции резервуаров запроектированы без днища в виде колокола. Продукт здесь хранится на водяной по­душке. По мере откачивания продукта резервуар заполняется во­дой. В резервуар продукт закачивается под давлением насосами, а забирают его под давлением столба воды, находящейся над ре­зервуаром.

По степени погружения в воду подводные резервуары де­лятся на донные — стационарные и плавающие — переменной плавучести. Подводные резервуары бывают железобетонные, из эластичных синтетических или резинотканевых материалов, а также металлические.

 

 

 

 

Транспорт нефти и нефтепродуктов

      Развитие народного хозяйства связано со значительным рос­том потребления нефти, нефтепродуктов и газа. Промышлен­ность, транспорт и сельское хозяйство потребляют свыше 200 сортов нефтепродуктов в виде горючего и смазочных масел. Газ используют в металлургии, на электростанциях и в других облас­тях как наиболее дешевый вид топлива. Бесперебойная работа всех отраслей народного хозяйства зависит от своевременной по­ставки нефтепродуктов.

     Доставка и распределение нефтепродуктов осуществляется трубопроводным, водным, железнодорожным и автомобильным транспортом, а также сетью нефтебаз, газохранилищ, бензогазо- раздаточных станций.

Каждый вид транспорта используется в зависимости от раз­вития соответствующих транспортных путей, от объема перево­зок, характера нефтегрузов, от расположения нефтепромыслов, нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ), нефтебаз и основных потребителей. При этом во всех случаях выбора вида транспорта преследуется цель: при минимальных затратах сократить сроки доставки и полностью исключить нерациональные перевозки.

При выборе вида транспорта во внимание принимаются как недостатки, так и преимущества данного вида. 

Трубопроводный транспорт

Нефтепродуктопроводы протяженностью более 50 км и диа­метром более 219 мм называются магистральными. Магистраль­ные трубопроводы в зависимости от перекачиваемой жидкости соответственно называются: нефтепроводами — при перекачке нефти; нефтепродуктопроводами — при перекачке жидких неф­тепродуктов, например, бензина, керосина, дизельного топлива,

мазута.

Магистральные нефте- и Нефтепродуктопроводы и ответвле­ния от них в соответствии со Строительными нормами и правилами сооружают диаметром до 1620 мм с избыточным давлением не выше 10 МПа (100 ат.). Они предназначаются для транспортировки нефти и нефтепродуктов из районов их добычи, производства или хранения до мест потребления — нефтебаз, пунк­тов налива и отдельных промышленных предприятий.

      Магистральные нефте- и Нефтепродуктопроводы в зависимо­сти от диаметра трубопровода подразделяются на четыре класса:

  • к I классу относятся трубопроводы диаметром 1620-1000 мм;
  • ко II классу — трубопроводы диаметром 1000-500 мм;
  • к Ш классу — трубопроводы диаметром 500-300 мм;
  • к IV классу — трубопроводы диаметром менее 300 мм.

      Первый трубопровод протяженностью  12  км, диаметром 3 дюйма (73,5 мм) был построен в 1872 г. и предназначался для перекачки нефти с Балахнинских промыслов на Бакинские неф­теперегонные заводы.

Нефтепроводы и Нефтепродуктопроводы по устройству в принципе одинаковы и состоят из трубопровода и насосных станций, располагаемых вдоль трассы трубопровода. Различают­ся они только отдельными элементами технологических схем ма­гистрального трубопровода.

      Основными сооружениями магистрального нефтепровода яв­ляются: головная перекачивающая станция, которую размещают на начальном участке трубопровода, она служит для приема нефти с последующей подачей ее в трубопро­вод; промежуточные перекачивающие станции, которые обеспе­чивают дальнейшее передвижение нефти по трубопроводу; нефте­база, где осуществляется прием нефти из трубопровода для даль­нейшей отправки потребителю, и трубопровод с ответвлениями и линейными сооружениями,  к которым относятся дома линейных ремонтников и аварийно-ремонтные пункты, устройства линейной и станционной связи, установки коррозионной защиты и др.  В со­став перекачивающих станций входят: резервуарный парк, устройства для пуска скребков или разделителей, установки для фильтров, а также отдельные емкости для сброса утечек и приема жидкости из предохранительных систем защиты.

 

 

Железнодорожный транспорт.

      Железнодорожным транспортом перевозят все виды нефте­продуктов, нефть и сжиженные газы. В общем объеме перевозок на его долю приходится около 40 %. Нефть и нефтепродукты пе­ревозятся   по   железным   дорогам. Отличительная особенность железнодорожных перевозок — это возможность доставки нефтегрузов в любое время года, бла­годаря чему большинство распределительных баз расположено на железнодорожных   магистралях.  Однако  железнодорожный транспорт имеет существенные недостатки. К ним относятся: большие капиталовложения при строительстве новых и реконст­рукции действующих путей; относительно высокие эксплутаци-онные расходы на перевозку нефти по сравнению с другими ви­дами транспорта (в 2-4 раза дороже водного и трубопроводного). Нефть  и  нефтепродукты перевозятся  в  железнодорожных цистернах грузоподъемностью 25, 50, 60, 90 и 120 т. Наибольшее распространение имеют четырехосные цистерны объемом 50 и 60 м3.

     Для ограничения максимально допустимого давления и ва­куума в железнодорожных цистернах, сверх которых могут воз­никнуть опасные напряжения в стенке котла, цистерны снабжают пружинными предохранительными клапанами.

Цистерны, предназначенные для перевозки высоковязких за­стывающих нефтепродуктов, оборудуют наружными паровыми рубашками или внутренними устройствами для подогрева. Паро­вая рубашка обеспечивает подогрев погранично­го слоя застывшего нефтепродукта без разогрева остальной его массы. Цистерны с внутренними подогревателями обычно снаб­жены наружной теплоизоляцией (цистерны-термосы) для умень­шения тепловых потерь, когда цистерна находится в пути.

Для перевозки битума как весьма тугоплавкого нефтепродукта применяют специальные железнодорожные вагоны, называемые бункерными полувагонами. Особенность их заключается в том, что они состоят из четырех бункеров с паровой рубашкой (объемом по11,8 м3), установленных на раме вагона. Опорные точки бункера расположены таким образом, что в заполненном состоянии его центр тяжести находится выше этих точек, и бункер легко опрокидывается (при освобождении захватов). Битум вываливается в затвердевшем виде на разгрузочную площадку, а затем после опорожнения бункер возвращается в первоначальное вертикальное положение.

Слив и налив нефтепродуктов в железнодорожные цистер­ны, прибывающие на нефтебазу, производится на специальных сливно-наливных устройствах (эстакадах).

  Нефтепродукты всех видов перевозят по железным дорогам в соответствии с «Правилами перевозок грузов» МПС. Этими правилами предусмотрен порядок формирования железнодорож­ных цистерн в маршруты, условия перевозок нефтегрузов, подачи железнодорожных маршрутов под слив и налив на эстакады, пра­вила сдачи наполненных маршрутов по железной дороге, нормы времени на погрузочно-разгрузочные операции, а также основ­ные требования к технической эксплуатации.

Водный транспорт

      Водным транспортом перевозят нефть, нефтепродукты и сжиженные газы.

Водный транспорт осуществляет перевозку нефти и нефтепродуктов как внутри страны, так и за ее пределами. На долю водного транспорта при­ходится около 13 % от общего объема перевозок нефтегрузов.

По сравнению с железнодорожным водный транспорт тре­бует меньшего расхода топлива на единицу перевозок, характе­ризуется небольшой численностью обслуживающего персонала, меньшими затратами металла на единицу грузоподъемности и небольшой собственной массой по отношению к массе перевози­мого груза,

Морским транспортом внутри России основные перевозки нефтепродуктов осуществляются в Каспийском, Черном, Азов­ском, Балтийском, Японском и Охотском морях.

К преимуществам морского транспорта относятся низкая себестоимость перевозки нефти за счет использования судов большой грузоподъемности на дальние расстояния:

Речным транспортом доставляются нефтепродукты на многие нефтебазы, расположенные на реках. Протяженность су­доходных рек в России составляет около 150 тыс. км.

К преимуществам речного транспорта относится высокая пропускная способность речных путей и возможность перебрасывать флот из одного речного бассейна в другой. Для отдельных районов Якутии, Тюмени, Омской и Новосибирской областей речной транспорт является основным способом доставки нефте­продуктов.

        К отрицательным свойствам речного транспорта можно от­нести то, что на зимний период прекращаются речные перевозки. Это приводит к созданию межнавигационных запасов нефти в перевалочных пунктах или у потребителей. Приходится соору­жать крупные резервуарные емкости на промыслах, НПЗ и вод­ных нефтебазах для соответствующего накопления и длительного хранения нефти.

К недостаткам речного транспорта также относятся несов­падения географического расположения сети с наполнением неф­тяных грузопотоков, что удлиняет расстояние перевозки, и малая скорость нефтеналивных судов по сравнению с другими видами

транспорта.

 

Автомобильный транспорт

Автотранспорт широко используется при перевозках нефте­продуктов с распределительных нефтебаз непосредственно потре­бителю. Наиболее эффективно он используется в районах, куда не­возможно доставить нефтепродукты железнодорожным или вод­ным путями сообщения. Основное назначение автотранспорта — доставка готовых нефтепродуктов с крупных нефтебаз на мелкие и далее к потребителю. Доставка производится автоцистернами, топливозаправщиками путем перекачки по местным трубопрово­дам. Широко применяются контейнерные и тарные перевозки в специальных контейнерах, бочках и мелкой таре.

Автоцистерны оснащены комплектом оборудования, вклю­чающим патрубок для налива нефтепродукта, дыхательный кла­пан, стержневой указатель уровня, клиновую быстродействую­щую задвижку для слива топлива, два шланга с наконечниками и насос с механическим приводом. Объем отдельных автоцистерн достигает 25 м . Внутри цистерны установлены поперечные и продольные волнорезы для уменьшения силы ударной волны жидкости при движении автомашины.

Для обеспечения пожарной безопасности на автоцистернах установлены огнетушители и устройства для заземления цистерн и шлангов для отвода статического электричества, которое может образоваться при наливе и сливе нефтепродуктов.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Нефтегазодобывающее управление « Елховнефть»

 

Территория деятельности НГДУ «Елховнефть» составляет 2950 км2 и охватывает 6 административных районов (Альметьевский, Лениногорский, Черемшанский, Заинский, Бугульминский, Нижнекамский), в том числе:

v  земли 6 лесхозов (Альметьевский, Калейкинский, Лениногорский, Черемшанский, Заинский, Нижнекамский);

v  158 населенных пунктов в пределах 51 сельского поселения;

v  57 землепользователей и землевладельцев.

С начала эксплуатации из разрабатываемых месторождений добыто более 290 млн тонн нефти. Пик максимальной добычи пришелся на 1974–1978 годы с отбором более 12 млн тонн нефти в год.

  «Елховнефть» разрабатывает шесть нефтяных месторождений:

v  уникальное по объему запасов Ново-Елховское месторождение (второе по величине извлекаемых запасов нефти в республике Татарстан);

v  среднее – Соколкинское;

v  мелкие — Аксаринское, Восточно-Макаровское, Мельнинское, Южно-Мухинское.

Сегодня НГДУ «Елховнефть» имеет на своем балансе 5524 скважины. Эксплуатационный фонд насчитывает 4149 скважин, в том числе 2766 добывающих и 1383 нагнетательных. С 2003 года годовой объем добычи нефти увеличился более чем на 10%, закачка воды составила более 14 млн м3 в год, обводненность сократилась с 80,6% до 78,8%.

Управление принимает активное участие в благоустройстве региона присутствия: силами коллектива посажено более 85 тысяч деревьев на объектах НГДУ, лесопосадках вдоль автодорог, на улицах города, благоустроены 70 родников.

Предприятием созданы и поддерживаются на высоком уровне разнообразные объекты социальной сферы, такие как:

v современные детские оздоровительные лагеря «Солнечный» и «Факел», в зимнее время служащие двухдневной базой отдыха для работников НГДУ;

v гостиница «Елховец», отвечающая всем требованиям сервиса;

v база отдыха «Дружба» на Карабашском водохранилище;

v конноспортивная школа в д. Кичучатово

НГДУ «Елховнефть» создано 1 июля 1962 года после ввода в промышленную разработку Ново-Елховского нефтяного месторождения. Первооткрывательницей Ново-Елховского месторождения стала скважина №29, пробуренная в 1954 году.

1 июля 1989 года для разработки отдаленных месторождений Заинского и Нижнекамского районов было создано НГДУ «Заинскнефть», на баланс которого были переданы Акташская площадь Ново-Елховского месторождения НГДУ «Елховнефть» и удаленные месторождения НГДУ «Ямашнефть».

В 1 июля 2006 года в результате слияния объекты НГДУ «Заинскнефть» вошли в НГДУ «Елховнефть».


Деятельность

НГДУ «Елховнефть» объединяет в своем составе:

  • 7 цехов добычи нефти и газа;
  • 2 цеха поддержания пластового давления;
  • 2 цеха комплексной подготовки нефти;
  • 2 цеха подземного ремонта скважин;
  • нефтеперерабатывающее управление.

Мощность нефтеперерабатывающего управления позволяет перерабатывать 440 тыс. тонн нефти в год и получать ежегодно:

  • около 66 тыс. тонн бензина;
  • свыше 101 тыс. тонн дизельного топлива;
  • более 11 тыс. тонн печного топлива;
  • 400 тонн элементарной серы.

Коллектив «Елховнефть» составляют высококвалифицированные сотрудники рабочих и инженерно-технических специальностей. Всего на предприятии работает более 2050 человек.

С 1992 года НГДУ «Елховнефть» 14 раз подтверждало звание «Лучшее предприятие ОАО «Татнефть» по культуре производства, с 1996 года призеры командного первенства по                                               

профмастерству среди структурных подразделений ОАО «Татнефть».

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

АЛЬМЕТЬЕВСКОЕ ЛИНЕЙНОЕ ПРОИЗВОДСТВЕННОЕ УПРАВЛЕНИЕ МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ

 

В АЛПУМГе производится слежение за состоянием давления газа в трубопроводе на определенном участке, обеспечивается связь со станциями и выполняется прием газа с Западной Сибири, а также отправка газа в город Альметьевск. Здесь я узнала, что  они занимаются переводом автомашин  с бензина на газ, а также заменой старых баллонов на новые. Для топлива автомобилей используется метан и пропан. Большое внимание уделяется охране труда. Служащие в охране труда постоянно проводят  проверки на технику безопасности, следят  за дисциплиной на работе, проводят переквалификацию не только рабочих, но и высококвалифицированных рабочих и создают безопасный труд, инструктируя всех служащих.

Альметьевское ЛПУМГ  является дочерней фирмой самого крупного предприятия нашей страны- ОАО «Газпром Транс Казань». В данной организации происходит учет откачиваемого газа по МГ на территории северо-западной части Татарстана.

ЛПУМГ основано в сентябре 1959 года. Коллектив ЛПУМГ обслуживает свыше двух тысяч километров магистральных газопроводов и продуктопроводов. Основными потребителями транспортируемого газа являются Нижнекамская ТЭЦ-1, ТЭЦ-2, Заинская ГРЭС, Набережно-Челнинская  ТЭЦ, а также ряд городов и населенных пунктов Татарии.

Сегодня ООО «Таттрансгаз»- это одно из ведущих предприятий республики по величине основных фондов, объему производимых услуг и размерам платежей в российский, республиканский и местный бюджеты.

Газовое хозяйство РТ, является одним из наиболее крупных в России. В топливно-энергетическом комплексе Татарстана газ составляет 94%.

На компрессорных станциях также производится очистка газа от жидких и твердых примесей и его осушка.

 

Принципиальная технологическая схема компрессорной станции

Газ магистрального газопровода через открытый кран поступает в блок пылеуловителей. После очистки от жидких и твердых примесей газ компримируется газоперекачивающими агрегатами(гпа). Далее он проходит через аппараты воздушного охлаждения(АВО) и через обратный клапан поступает в магистральный газопровод.

Объекты компрессорной станции, где происходит очистка, компрессирование и охлаждение, т.е. пылеуловители, газоперекачивающие агрегаты и АВО, называются основными. Для обеспечения их нормальной работы сооружают  объекты вспомогательного назначения: системы водоснабжения, вентиляции, маслоснабжения и т.д.

Газораспределительные станции сооружают в конце каждого магистрального газопровода или отвода от него. Такой станцией является и АЛПУМГ.

Главные задачи ООО «Таттрансгаз»- эксплуатация магистральных газопроводов и продуктопроводов, эксплуатация распределительных газопроводов, проектирование систем газоснабжения, капитальный и восстановительный ремонт действующих газопроводов и объектов газового хозяйства, транспортировка и поставка углеводородного сырья потребителям, компремирование  природного газа и реализация газового моторного топлива для заправки автомобилей.

Основными видами деятельсти дочернего предприятия ОАО «Газпром Казань» являются:

  • Выполнение ремонтных, монтажных, пусконаладочных  работ и работ по техническому перевооружению газоперекачивающего, энергомеханического, насосно-компрессорного, теплоэнергетического оборудования, приборов и систем автоматического регулирования и контроля тепловых процессов и водного режима теплоэнергетических установок, технологическая наладка на объектах добычи, транспорта, и переработки газа ОАО «Газпром», других предприятий РФ, а также на объектах на территории иностранных государств.

 

  • Производство работ по монтажу, ремонту и обслуживанию средств обеспечения пожарной безопасности зданий и сооружений, на объектах добычи, транспорта и переработки газа ОАО «Газпром», других предприятий РФ, а также на объектах на территории иностранных государств;

 

  • Поставка запчастей к ГПА, общестанционному и другому оборудованию компрессорных станций отечественного и импортного производства, а также других МТР предприятиям ОАО «Газпром», другим предприятиям на территории РФ, а также предприятиям иностранных государств;

 

  • Выпуск запасных частей, специального инструмента, не стандартизированного оборудования и заводской ремонт деталей и узлов оборудования объектов Единой системы газоснабжения;

 

  • Осуществление инженерных работ, включающих в себя разработку конструкторско-технической документации, необходимой  для проведения ремонта энергомеханического оборудования КС для предприятий ОАО «Газпром», других предприятий на территории РФ, нормирование поставок запасных частей с прогнозирование объемов их финансирования, проведение инспекционных испытаний дорогостоящих и ответственных запчастей к ГПА в специализированных центрах России.

 

 

 

 

                                                    Заключение

 

После прохождения первой учебно-ознакомительной практики каждый из нас узнал для себя что-то новое, обнаружил, что каждая профессия интересна по-своему. Например   нас заинтересовал процесс замены дизельного топлива в автомобилях на сжиженный газ. Также мы узнали этапы обработки газовых баллонов перед их началом применения в быту.

мы посетили химическую лабораторию по определению содержания в нефти серы и примесей в  Ромашкинском районном нефтепроводном управлении НПС «Калейкино» посмотрели аппаратуру лаборатории. Также мы посетили два насосных отдела: в данное время работающих и находящиеся в резерве. В НГДУ «Елховнефть» нам показали противопожарный отдел и резервуарный парк, ознакомили с очистными сооружениями, которые называются скребками. Принцип их действия прост и понятен любому.

 В  мы узнали о том, что из предприятия отправляют в другие двумя способами: по газопроводам и по железной дороге.

Мы получили информацию, что на предприятии есть оборудования для получения кислорода из воздуха, также имеется отдел очистки нефти от содержания серы.

Нам рассказали о строении буровой установки и аппаратуре , применяемой на буровых установках. Также к нашему сведению были предоставлены машины для КРС и ПРС.

В целом прохождение практики дало мне много информации для общего развития, также я узнала много нового о буровых установках, аппаратуре, применяемой при закачке нефти в резервуары, увидела своими глазами несколько видов насосов, при помощи которых извлекают нефть из недр Земли.

Итогами первой учебно- познавательной практики является мой отчет, где я использовала материалы учебных пособий и собственные знания, полученные во время практики.

 

 

 

 

 

 

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 божест


Ключевые слова -


ФНГ ФИМ ФЭА ФЭУ Яндекс.Метрика
Copyright 2021. Для правильного отображения сайта рекомендуем обновить Ваш браузер до последней версии!