ФИМ / ТНГМ / Управление «Татнефтегазпереработка» ОАО «Татнефть»
(автор - student, добавлено - 12-10-2013, 20:35)
СКАЧАТЬ:
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. 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. 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:
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.
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:
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%. 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.
|
|