ФИМ / ТНГМ / Отчет по второй обще-ознакомительной практике 1. Управление «Татнефтегазпереработка» ОАО «Татнефть»
(автор - student, добавлено - 28-01-2013, 23:23)
МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РЕСПУБЛИКИ
ТАТАРСТАН АЛЬМЕТЬЕВСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЯНОЙ ИНСТИТУТ Кафедра транспорта и хранения нефти и газа Отчет по второй обще-ознакомительной практике СОДЕРЖАНИЕ Введение 3 1. УТНГП 5 1.1 Исходное сырье и продукты переработки газов 8 1.2 Основные объекты газоперерабатывающих заводов 10 2. РРНУ 12 2.2 Классификация нефтепроводов 15 2.3 Основные объекты и сооружения магистрального нефтепровода 16 2.4 Современные способы транспортирования нефти, нефтепродуктов и газа 23 а) Железнодорожный транспорт 24 б) Водный транспорт 25 в) Трубопроводный транспорт 26 Заключение 27 Список использованной литературы 28 Введение На учебно-ознакомительной практике мы узнали много интересного, получили целостное представление о нефтяной и газовой промышленности, об избранной нами профессии. Мы посетили два предприятия: 1. Управление «Татнефтегазпереработка» ОАО «Татнефть» 2. Ромашкинское Районное Нефтепроводное Управление НПС «Калейкино». На этих учреждениях нам рассказали о применении нефти и газа, о развитии и современном состоянии нефтяной и газовой промышленности. Мы узнали какие месторождения являются самыми крупными в мире, как бурят скважины, что значит добывать нефть и газ… В современных условиях в нефтегазовом производстве, как ни в одной другой отрасли народного хозяйства, трудятся специалисты различного профиля, в том числе: геологии, геофизики, буровики, разработчики, химики, гидродинамики, специалисты трубопроводного транспорта, переработчики нефти и газа, экономисты и др. Нефть и газ относятся к природным богатствам, которые играют важную роль в народном хозяйстве любой страны. Помимо удовлетворения внутренних потребностей часть «черного золота» идет на экспорт, что обеспечивает стране твердую валюту, которая в свою очередь, используется на расширение производства, в том числе нефтегазового. Продукты нефтепереработки и природный газ необходимо доставить до потребителей. Для этого служит система их распределения, в которую входят газохранилища, нефтебазы, нефтепродуктопроводы, газораспределительные сети, автозаправочные, газонаполнительные и газораспределительные станции. Общие сведения об их устройстве, применяемом оборудовании, принципах работы дополняют ТЭК – магистральные трубопроводы, по которым транспортируются твердые и сыпучие материалы. Во всем этом, немало важную роль играет и наша специальность, потому что уже после бурения скважины возникает потребность в ее транспортировке на ГЗУ, ЦКППН, заводы, где и производится ее замер и переработка. И только после всего этого нефть перекачивают потребителям. 1. УТНГП 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. Управление «Татнефтегазпереработка» ОАО «Татнефть» 14 Апреля 2009 года мы посетили УТНГП, которое занимается добычей попутного нефтяного газа, его переработкой и реализацией в виде широкой фракции легких углеводородов. Открытое акционерное общество «Минибаевский газоперерабатывающий завод», созданное в 1994 году в порядке преобразования государственного предприятия, является важнейшим связующим звеном в едином промышленном нефтедобывающем и нефтехимическом комплексе Республики Татарстан и Российской Федерации. Основными потребителями углеводородной продукции ОАО «МГПЗ» являются нефтехимические предприятия Республики Татарстан и Российской Федерации. Номенклатура вырабатываемой заводом продукции насчитывает более десяти позиций: этановая, пропановая и изобутановая фракции, фракция нормального бутана, стабильный газовый бензин, техническая сера, газообразные азот и кислород, и многие другие. В целях дальнейшего расширения номенклатуры выпускаемой продукции, ОАО «МГПЗ» совместно с ДООО «Татнефть-Нефтехим» и ПИ «Союзхимпроект» КГТУ на основе инвестиций ОАО «Татнефть» выполнили комплекс опытно-конструкторских и проектных работ по организации производства молотой серы для нужд шинной промышленности и сельского хозяйства. Перспективными планами развития предприятия предусматривается дальнейшее расширение сырьевой баз и размещения на промплощадке завода новых производств с учетом переориентации существующих незагруженных мощностей и максимальным использованием сложившейся инфраструктуры. 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 А, 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. Исходное сырье и продукты переработки газов Сырье – нефтяной газ - поступает на завод с промыслов управления «Татнефтегаз», а широкая фракция легких углеводородов (ШФЛУ) по продуктопроводу с установок комплексной подготовки нефти ОАО «Татнефть». Так как нефтяные газы характеризуются высоким содержа¬нием углеводородов от пропана и выше, основная их часть мо¬жет быть отнесена к категории жирных. Однако в некоторых газах могут содержаться сероводород, азот, углекислота и дру¬гие нежелательные компоненты. В связи с этим такие газы не используют как топливо или сырье для переработки без соот¬ветствующей подготовки. Если в газе содержится сероводород, то при транспорте его по трубопроводу возникает коррозия металла. Кроме того, се¬роводород и продукт его сгорания (сернистый газ) вызывают отравление живых организмов, нарушают режим технологиче¬ских установок переработки нефти, понижают качество продук¬тов в промышленных процессах (в металлургии, при получении стекла, в оптике, в керамическом производстве и т. п.). Окись углерода опасна для человека, как и сероводород. Кроме того, она также вызывает коррозию аппаратуры и трубо¬проводов. В нефтяном газе могут содержаться водяные пары. Их коли¬чество при данных давлении и температуре не должно превы¬шать определенного предельного значения. Газ, содержащий этот максимум водяных паров, называется насыщенным. Температура, при которой происходит процесс конденсации во¬дяных паров, называется точкой росы. Водяные пары, содержащиеся в газе, в процессе его транс¬порта и переработки вызывают различные осложнения. Напри¬мер, при транспорте газа в трубопроводах возможно образова¬ние конденсата, в газопроводах — образование ледяных пробок, кристаллогидратов (соединения углеводородов с водой). Кроме того, возникает коррозия металла аппаратуры, труб, приборов и т. п. Легкие углеводороды содержатся в природных горючих газах (чисто газовых, нефтяных и газоконденсатных месторождений), 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. Основные объекты газоперерабатывающих заводов На газоперерабатывающих заводах с полным (законченным) технологическим циклом применяют пять основных технологических процессов: 1) прием, замер и подготовка (очистка, осушка и т.д.) газа к переработке; 2) компримирование газа до давления, необходимого для переработки; 3) отбензинивание газа, т.е. извлечение из него нестабильного газового бензина; 4) разделение нестабильного бензина на газовый бензин и индивидуальные технически чистые углеводороды (пропан, бутаны, пентаны, гексаны); 5) хранение и отгрузка жидкой продукции завода. Газоперерабатывающее производство может быть организовано не только как ГПЗ, но и как газоотбензинивающая установка в составе нефтегазодобывающего управления (НГДУ) или нефтеперерабатывающего завода (НПЗ). Это делается когда количество исходного сырья невелико. Принципиальная технологическая схема ГПЗ приведена на рис.1. Рис.1. Принципиальная технологическая схема ГПЗ: 1-узел замера количества газа; 2-установка очистки газа; 3-компрессорная станция; 4-отбензинивающие установки; 5-компрессорная станция 2-й ступени; 6-газофракционирующие установки; 7-товарный парк; 8-пункт отгрузки жидкой продукции. I-пункт приема газа; II-сухой газ потребителям; III-жидкая продукция потребителям. Газ поступает на пункт приема под давлением 0,15...6,35 МПа. Здесь сначала производят замер его количества, а затем направляют в приемные сепараторы, где от газа отделяют механические примеси (песок, пыль, продукты коррозии газопроводов) и капельную влагу. Далее газ поступает на установку очистки газа 2, где от него отделяют сероводород и углекислый газ. Компрессорная станция 1-й ступени 3 предназначена для перекачки сырьевого («сырого») газа. Сжатие осуществляется в одну, две или три ступени газомоторными компрессорами (10 ГК, 10 ГКМ, 10 ГКН) или центробежными нагнетателями (К-380, К-980). На отбензинивающих установках 4 сырьевой газ разделяют на нестабильный газовый бензин, отбензиненный газ и сбросной газ. Нестабильный бензин направляют на газофракционирующие установки 6. Отбензиненный («сухой») газ компрессорной станцией второй ступени 5 закачивается в магистральный газопровод или реализуется местным потребителям. Сбросной газ используют для топливных нужд котельной и трубчатых печей. Газофракционирующие установки 6 предназначены для разделения нестабильного бензина на газовый (стабильный) бензин и индивидуальные технически чистые углеводороды: этан, пропан, бутаны, пентаны и н-гексан. Получаемые продукты газоразделения откачивают в товарный парк 7, откуда впоследствии производится их отгрузка железнодорожным транспортом или по трубопроводам. 2. РРНУ 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 производственным потенциалом. Недра щедро делились с людьми своими запасами «черного золота», но нефть мало было просто достать из-под земли, ее еще надо было отправить на переработку, чтобы она приносила реальную пользу экономике. Добыча ради добычи не имела смысла. Нужны были артерии, которые понесут нефть потребителю. 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 нефтеперерабатывающие заводы. 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 не по дням, а по часам. Имеющиеся нефтепроводы не справлялись с мощным нефтяным потоком. В начале 50-х началось строительство нефтепроводов Альметьевск – Карабаш, Карабаш – Ромашкино, Карабаш – Бавлы. Строительством руководил специальный штаб в Альметьевске. Здесь же срочно построили нефтеперекачивающую станцию. Татарскую нефтепроводную контору в Клявлино ликвидировали, вместо нее в 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. Чем и занялась созданная Дирекция строительства магистральных нефтепроводов. В середине 50-х годов подземные магистрали насчитывали почти 700 км. 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. А успешно завершенный проект Альметьевск – Куйбышев заложил основу будущей международной магистрали «Дружба». Со стороны Альметьевска к головной НПС в Калейкино прокладывался мощный нефтепровод Альметьевск – Калейкино. В 60-е годы потихоньку 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 нефтепроводов Трубопровод, предназначенный для перекачки нефтей, называется нефтепроводом. По назначению нефтепроводы делятся на три группы: внутренние, местные и магистральные. Внутренние нефтепроводы находятся внутри чего-либо: промыслов (внутрипромысловые), нефтебаз (внутрибазовые), нефтеперерабатывающих заводов (внутризаводские). Протяженность их невелика. Местные нефтепроводы соединяют различные элементы транспортной цепочки: нефтепромысел и головную станцию магистрального нефтепровода, нефтепромысел и пункт налива железнодорожных цистерн, либо судов. Протяженность местных нефтепроводов больше, чем внутренних и достигает нескольких десятков и даже сотен километров. К магистральным нефтепроводам (МНП) относятся трубопроводы протяженностью свыше 50 км и диаметром от 219 до 1220 мм включительно, предназначенные для транспортировки товарной нефти из районов добычи до мест потребления или перевалки на другой вид транспорта. Нефтепроводы делят на категории, которые учитываются при расчете толщины стенки, выборе испытательного давления, а также при определении доли монтажных сварных соединений, подлежащих контролю физическими лицами. Основные объекты и сооружения магистрального нефтепровода Магистральный нефтепровод, в общем случае, состоит из следующих комплексов сооружений (Рис.2.): - подводящие трубопроводы; - головная и промежуточные нефтеперекачивающие станции (НПС); - конечный пункт; - линейные сооружения. Рис.2. Состав сооружения магистрального нефтепровода: 1-подводящий трубопровод; 2-головная нефтеперекачивающая станция; 3-промежуточная нефтеперекачивающая станция; 4-конечный пункт; 5-линейная часть; 6-линейная задвижка; 7-дюкер; 8-надземный переход; 9-переход под автодорогой; 10-переход под железной дорогой; 11-станция катодной защиты; 12-дренажная установка; 13-доля обходчика; 14-линия связи; 15-вертолетная площадка; 16-вдольтрассовая дорога. Подводящие трубопроводы связывают источники нефти с головными сооружениями МНП. Головная НПС предназначена для приема нефтей с промыслов, смешения или разделения их по сортам, учета нефти и ее закачки из резервуаров в трубопровод. Принципиальная технологическая схема головной НПС приведена на рис.3. Она включает подпорную насосную 1, площадку фильтром и счетчиков 2, магистральную насосную 3, площадку регуляторов давления 4, площадку пуска скребков 5 и резервуарный парк 6. Нефть с промысла направляется на площадку 2, где сначала очищается в фильтрах-грязеуловителях от посторонних предметов, а затем проходит через турбинные расходометры, служащие для оперативного контроля за ее количеством. Далее она направляется в резервуарный парк 6, где производится ее отстаивание от воды и мехпримесей, а также осуществляется коммерческий учет. Для закачки нефти в трубопровод используется подпорная 1 и магистральная 3 насосные. По пути нефть проходит через площадку фильтров и счетчиков 2 (с целью оперативного учета), а также площадку регуляторов давления 4 (с целью установления в магистральном нефтепроводе требуемого расхода). Площадка 5 служит для запуска в нефтепровод очистных устройств-скребков. Головная НПС располагается вблизи нефтепромыслов. Промежуточные НПС служат для восполнения энергии, затраченной потоком на преодоление сил трения, с целью обеспечения дальнейшей перекачки нефти. Промежуточные НПС размещают по трассе трубопровода согласно гидравлическому расчету (через каждые 50…200 км). Принципиальная технологическая схема промежуточной НПС приведена на рис.4. Она включает магистральную насосную 1, площадку регулятора давления, площадку пуска и приема скребков 3, а также площадку с фильтрами-грязеуловителями 4. Нефть, поступая из магистрального трубопровода, сначала проходит через фильтры-грязеуловители, затем приобретает в насосах энергию, необходимую для дальнейшей перекачки, и после регулирования давления на площадке 2 заканчивается в следующий участок магистрального нефтепровода. Конечным пунктом магистрального нефтепровода обычно является нефтеперерабатывающий завод или крупная перевалочная нефтебаза. На магистральных нефтепроводах большой протяженности организуются эксплуатационные участки длиной от 400 до 600 км. Граница между эксплуатационными участками обязательно проходит через промежуточные НПС. Промежуточная НПС, находящаяся в начале эксплуатационного участка, является для него «головной» НПС, а промежуточная НПС, находящаяся в конце эксплуатационного участка – «конечным пунктом» для него. Состав сооружений промежуточных НПС, расположенных на концах эксплуатационного участка, отличается от обычных наличием резервуарных парков. Таким образом, магистральный нефтепровод большой протяженности состоит как бы из нескольких последовательно соединенных нефтепроводов протяженностью не более 600 км каждый. Рис.3. Технологическая схема головной перекачивающей станции: 1-подпорная насосная; 2-площадка фильтров; 3-основная насосная; 4-площадка регуляторов; 5-площадка пуска скребков; 6-резервуарный парк. Рис.4. Технологическая схема промежуточной перекачивающей станции: 1-основная насосная; 2-помещение с регулирующими клапанами; 3-устройство приема и пуска скребка; 4-площадка с фильтрами-грязеуловителями. К линейным сооружениям магистрального нефтепровода относятся: 1. собственно трубопровод; 2. линейные задвижки; 3. средства защиты трубопровода от коррозии (станции катодной и протекторной защиты, дренажные установки); 4. переходы через естественные и искусственные препятствия (реки, дороги и т.п.; 5. линии связи; 6. линии электропередачи; 7. дома обходчиков; 8. вертолетные площадки; 9. грунтовые дороги, прокладываемые вдоль трассы трубопровода. Собственно трубопровод – основная составляющая магистрального нефтепровода – представляет собой трубы, сваренные в «нитку», оснащенные камерами приема и пуска скребков, разделителей, диагностических приборов, а также трубопроводы-отводы. Минимальное заглубление трубопроводов до верха трубы должно быть не менее (м): - при обычных условиях прокладки: 0,8; - на болотах, подлежащих осушению: 1,1; - в песчаных барханах: 1,0; -в скальных грунтах, болотистой местности при отсутствии проезда автотранспорта и сельхозмашин: 0,6; - на пахотных и орошаемых землях: 1,0; - при пересечении каналов: 1,1. Линейные задвижки устанавливаются по трассе трубопровода не реже, чем через 30 км, с учетом рельефа местности таким образом, чтобы разлив нефти в случае возможной аварии был минимальным. Кроме того, линейные задвижки размещаются на выходе из НПС и на входе в них, на обоих берегах пересекаемых трубопроводом водоемов, по обеим сторонам переходов под автомобильными и железными дорогами. Станции катодной защиты располагаются вдоль трассы трубопровода в соответствии с расчетом. Протекторная защита применяется в местах, где отсутствуют источники электроснабжения. Дренажные установки размещаются в местах воздействия на трубопровод блуждающих токов. При переходах через водные преграды трубопроводы, как правило, заглубляются ниже уровня дна. Для предотвращения всплытия на трубопроводах монтируют чугунные или железобетонные утяжелители различной конструкции. Вдоль трассы трубопровода проходят линии связи, лини электропередачи, а также грунтовые дороги. Линии связи, в основном, имеют диспетчерское назначение. Это очень ответственное сооружение, т.к. обеспечивает возможность оперативного управления согласованной работой перекачивающих станций на расстоянии нескольких сот километров. Прекращение работы связи, как правило, влечет за собой остановку перекачки по трубопроводу. Линии электропередач служат для электроснабжения перекачивающих станций, станций катодной защиты и дренажных установок. По вдольтрассовым дорогам перемещаются аварийно-восстановительные бригады, специалисты электрохимической защиты, обходчики и др. Вертолетные площадки предназначены для посадок вертолетов, осуществляющих патрулирование трассы трубопроводов. На расстоянии 10..20 км друг от друга вдоль трассы размещены дома обходчиков. В обязанности обходчика входит наблюдение за исправностью своего участка трубопровода. Современные способы транспортирования нефти, нефтепродуктов и газа 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, бензогазораздаточных станций. Каждый вид транспорта используется в зависимости от развития соответствующих транспортных путей, от объема перевозок, характера нефтегрузов, от расположения нефтепромыслов, нефтеперерабатывающих заводов, 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. Известно, что удельные затраты тем меньше, чем больше мощность транспортной магистрали. Однако нельзя пренебрегать и такими факторами, как сезонность работы и расстояние перевозки. В настоящее время для транспортирования энергоносителей используют железнодорожный, водный, автомобильный и трубопроводный транспорт. Железнодорожный транспорт Транспортирование энергоносителей по железной дороге производится в специальных цистернах или в крытых вагонах в таре. Различают следующие виды цистерн. Цистерны специального назначения в основном предназначены для перевозки высоковязких и высокопарафинистых нефтей и нефтепродуктов. Цистерны с паровой рубашкой отличаются от обычных тем, что нижняя часть у них снабжена системой парового подогрева с площадью поверхности нагрева около 40 мг. Цистерны-термосы предназначены для перевозки подогретых высоковязких нефтепродуктов; они покрыты тепловой изоляцией, а внутри котла у них установлен стационарный трубчатый подогреватель с поверхностью нагрева 34 м2. Цистерны для сжиженных газов рассчитаны на повышенное давление (для пропана - 2 МПа, для бутана - 8 МПа). Достоинствами железнодорожного транспорта являются: 1) возможность круглогодичного осуществления перевозок; 2) в одном составе (маршруте) могут одновременно перевозиться различные грузы; 3) нефть и нефтепродукты могут быть доставлены в любой пункт страны, имеющий железнодорожное сообщение; 4) скорость доставки грузов по железной дороге примерно в 2 раза выше, чем речным транспортом. К недостаткам железнодорожного транспорта относятся: 1) высокая стоимость прокладки железных дорог; 2) увеличение загрузки существующих железных дорог и как следствие - возможные перебои в перевозке других массовых грузов; 3) холостой пробег цистерн от потребителей нефтегрузов к их производителям. Водный транспорт Для перевозки нефтегрузов используются сухогрузные и наливные суда. Сухогрузными судами груз перевозится непосредственно на палубе (в основном, в бочках). Нефтеналивные суда перевозят нефть и нефтепродукты в трюмах, а также в танках (баках), размещенных на палубе. Различают следующие типы нефтеналивных судов: 1) танкеры морские и речные; 2) баржи морские (лихтеры) и речные. В настоящее время в нашей стране разработан проект подводного танкера-ледокола, способного перевозить до 12 тыс. т нефтепродуктов за рейс. Достоинствами водного транспорта являются: 1) относительная дешевизна перевозок; 2) неограниченная пропускная способность водных путей (особенно морских); 3) возможность завоза нефтепродуктов в отдаленные районы страны, не связанные железной дорогой с НПЗ. К недостаткам водного транспорта относятся: 1) сезонность перевозок по речным и частично морским путям, что вызывает необходимость создавать большие запасы нефтегрузов; 2) медленное продвижение грузов (особенно вверх по течению рек); 3) невозможность полностью использовать тоннаж судов при необходимости переброски специальных нефтепродуктов в небольших количествах; 4) порожние рейсы судов в обратном направлении. Трубопроводный транспорт В зависимости от вида транспортируемого продукта различают следующие типы узкоспециализированных трубопроводных систем: нефтепроводы, нефтепродуктопроводы, газопроводы и трубопроводы для транспортирования нетрадиционных грузов. Независимо от того, что транспортируется по трубам, все узкоспециализированные системы состоят из одних и тех же элементов: -подводящих трубопроводов; -головной и промежуточных перекачивающих станций; -линейных сооружений; -конечного пункта. Основными достоинствами трубопроводного транспорта являются: 1. возможность прокладки трубопровода в любом направлении и на любое расстояние – это кратчайший путь между начальным и конечным пунктами; 2. бесперебойность работы и соответственно гарантированное снабжение потребителей, независимо от погоды, времени года и суток; 3. наибольшая степень автоматизации; 4. высокая надежность и простота в эксплуатации; 5. разгрузка традиционных видов транспорта. К недостаткам трубопроводного транспорта относятся: 1. большие первоначальные затраты на сооружение магистрального трубопровода, что делает целесообразным применение трубопроводов только при больших, стабильных грузопотоках; 2. определение ограничения на количество сортов энергоносителей, транспортируемых по одному трубопроводу; 3. «жесткость» трассы трубопровода, вследствие чего для организации снабжения энергоносителями новых потребителей нужны дополнительные капиталовложения. Заключение Нефтегазовая промышленность характеризуется рядом специфических особенностей, отличающих ее от других отраслей производства. Учет этих особенностей при оценке эффективности производственно-хозяйственной деятельности имеет большое значение не только на уровне отдельного предприятия, но и нефтегазовой отрасли в целом. По окончании учебно-производственной практики, мы рассмотрели тот минимум вопросов, которые должен знать каждый, кто готовиться стать инженером-нефтяником. Мы получили общее представление о применении нефти и газа, развитии и современном состоянии нефтяной и газовой промышленности Татарстана. Также мы получили начальные сведения о поиске и разведке нефтяных и газовых месторождений, бурении скважин, разработке залежей и переработке нефти и газа. Таким образом, учебно-ознакомительная практика дала представление нам о нашей будущей специальности «Проектирование, сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ». Список используемой литературы 1) Основы нефтегазового дела. Учебник для ВУЗов/ Коршак А.А., Шаммазов А.М. - У.: ООО «ДизайнПолиграфСервис», 2001. – 544 с.: илл. 2) Справочная книга по добыче нефти. Под ред. д-ра техн. наук Гиматудинова Ш.К. - М., «Недра», 1974. - 704 с. 3) Технология переработки нефти и газа. 2-ое издание дополненное и переработанное. Пархоменко В.Е. - М., «Госпотех Издат» 1959 - 452 с. 4) Проектирование и эксплуатация насосных станций: Учебник для вузов/ Шаммазов А.М.., Александров В.И., Гольянов А.И. – М., ООО «Недра-БизнесЦентр», 2003с. – 404 с. 5) Сооружение газохранилищ и нефтебаз. Стулов Т.Т., Поповский Б.В., Иванцов О.М., Сафарян М.К., Афанасьев. В.А. - М., «Недра», 1973 - 368 с. Похожие статьи:
|
|