| учебно-ознакомительной практики 1. АЛПУ МГ; 2.АРНУ; 3.УТНГП; 4.Учебный полигон ЦПК ОАО «Татнефть». | |
| Автор: student | Категория: Технические науки | Просмотров: 1979 | Комментирии: 0 | 28-12-2013 14:53 |
\
№
Названия предприятий
Даты посещений предприятий
1
АЛПУ МГ
13 апреля
2
АРНУ
15 апреля
3
УТНГП
16 апреля
4
Полигон ЦПК ОАО «Татнефть»
22 апреля
Содержание.
Введение 4
1.Основные объекты и сооружения магистрального нефтепровода. 6
2.Альметьевский линейный производственный участок магистральных газопроводов. 10
2.1 Классификация магистральных газопроводов. 10
2.2 Основные объекты магистрального газопровода. 11
3. Альметьевское районное нефтепроводное управление. 13
3.1 Основное и вспомогательное оборудование насосных станций. 13
3.2 Железобетонные резервуары. 15
3.3 Оборудование резервуаров. 16
4. Управление «Татнефтегазпереработка». 20
4.1 Типы нефтеперерабатывающих заводов. 22
5. Полигон ЦПК ОАО «Татнефть». 24
Краткая характеристика современных буровых установок. 25
Заключение. 27
Список использованной литературы. 28
Введение.
С 13 по 22 апреля, в рамках учебно-ознакомительной практики наша группа 29-01посетила четыре предприятия, для наглядного ознакомления с будущей специальностью:
1. АЛПУ МГ;
2.АРНУ;
3.УТНГП;
4.Учебный полигон ЦПК ОАО «Татнефть».
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.
На учебно-ознакомительной практике мы узнали много интересного, получили целостное представление о нефтяной и газовой промышленности, об избранной нами профессии.
Основные объекты и сооружения магистрального нефтепровода.
Магистральный нефтепровод, в общем случае, состоит из следующих комплексов сооружений:
- подводящие трубопроводы;
- головная и промежуточные нефтеперекачивающие станции (НПС);
- конечный пункт;
- линейные сооружения.
1.Подводящие трубопроводы связывают источники нефти с головными сооружениями МНП.
2.Головная НПС предназначена для приема нефтей с промыслов, смещения или разделения их по сортам, учета нефти и ее закачки из резервуаров в трубопровод.
Рис.8. Технологическая схема головной перекачивающей станции:
1 – подпорная насосная; 2 – площадка фильтров и счетчиков; 3 – основная насосная; 4 – площадка регуляторов; 5 – площадка пуска скребков; 6 – резервуарный парк.
Головная НПС располагается вблизи нефтепромыслов.
3.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).
Рис.9. Технологическая схема промежуточной перекачивающей станции:
1 – основная насосная; 2 – помещение с регулирующими клапанами; 3 – устройство приема и пуска скребка; 4 – площадка с фильтрами-грязеуловителями.
Кроме технологических сооружений на головной и промежуточных НПС имеются механическая мастерская, понизительная электроподстанция, котельная, объекты водоснабжения и водоотведения, подсобные и административные помещения и т.д.
4.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.
5. К линейным сооружениям магистрального нефтепровода относятся:
1) 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.
2) 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.
3) 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 (линии электрифицированного транспорта, линии электропередач и др.).
4) При переходах через водные преграды трубопроводы, как правило, заглубляются ниже уровня дна. Для предотвращения всплытия на трубопроводах монтируют чугунные или железобетонные утяжелители (пригрузы) различной конструкции. Кроме основной укладывают резервную нитку перехода того же диаметра. На пересечениях железных и крупных шоссейных дорог трубопровод укладывают в патроне (кожухе) из труб, диаметр которых не менее чем на 200 мм больше. При пересечении естественных и искусственных препятствий применяют также надземную прокладку трубопроводов (на опорах, либо за счет собственной жесткости трубы).
5) Вдоль трассы трубопровода проходят линии связи, линии 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.
6) Линии электропередач служат для электроснабжения перекачивающих станций, станций катодной защиты и дренажных установок.
7) По вдоль трассовым дорогам перемещаются аварийно- восстановительные бригады, специалисты электрохимической защиты, обходчики и др.
8)Вертолетные площадки предназначены для посадок вертолетов, осуществляющих патрулирование трассы трубопроводов.
Альметьевский линейный производственный участок магистральных газопроводов.
13 апреля мы посетили Альметьевский линейный производственный участок магистральных газопроводов.
На этом предприятии производится слежение за состоянием давления газа в трубопроводе на определённом участке, обеспечивается связь со станциями и выполняется приём газа с Западной Сибири, а также отправка газа в город Альметьевск.
Наша группа узнала, что здесь проводится ещё и перевод автомашин с бензина на газ, а также замена газовых баллонов на новые. Для топлива автомобилей используется метан и пропан.
Большое внимание на этом предприятии 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.
Классификация магистральных газопроводов.
Магистральным газопроводом называется трубопровод, предназначенный для транспортировки газа из района добычи (или производства) в район его потребления. Движение газа по трубопроводу обеспечивается компрессорными станциями (КС), сооружаемыми по трассе через определённые расстояния. Расстояния между КС определяются гидравлическим расчётом. В начальный период разработки газового месторождения по магистральному газопроводу или части его можно осуществлять бескомпрессорную подачу газа за счёт высокого пластового давления. Ответвлением от магистрального газопровода называется трубопровод, присоединённый непосредственно к магистральному газопроводу и предназначенный для отвода части транспортируемого газа к отдельным населённым пунктам и промышленным предприятиям.
В зависимости от рабочего давления в трубопроводе магистральные газопроводы подразделяются на два класса: класс 1 – рабочее давление от 2,5 до 10 МПа включительно; класс 2 – рабочее давление от 1,2 до 2,5 МПа включительно.
Длина магистрального газопровода может измеряться от десятков до нескольких тысяч километров, а диаметр – от 150 до 1620 мм. Большая часть газопроводов имеет диаметр от 720 до 1620 мм. В настоящее время используются наиболее экономичные газопроводы диаметром 1020 мм.
Основные особенности магистрального газопровода.
После головных сооружений очищенный и осушенный газ поступает в магистральный газопровод. Магистральный газопровод может быть постоянного или переменного диаметра. В некоторых случаях он состоит из нескольких трубопроводов, уложенных параллельно в одном коридоре трассы.
Овраги, мелкие реки, дороги и другие естественные и искусственные преграды пересекаются газопроводом в виде переходов различных конструкций (балочные, консольные, висячие и т. п.). Через реки шириной более 75 метров делаются подводные переходы (дюкеры) в две и более нити.
Для возможного отключения отдельных участков газопроводов через каждые 20-25 км по трассе устанавливают линейные узлы, включающие в себя запорные отключающие устройства (краны, задвижки) и продувочные свечи. Кроме того, отключающие устройства монтируют на всех ответвлениях от газопровода, на берегах водных преград при пересечении их газопроводом и на подходах к компрессорным станциям. Линейные краны устанавливают с ручным, пневматическим или пневмогидравлическим приводом. В непосредственной близости от линейных кранов располагают продувочные свечи, предназначенные для опорожнения газопровода на участке между кранами в случае необходимости проведения ремонтных работ.
Альметьевское районное нефтепроводное управление.
15 апреля мы посетили Альметьевское районное нефтепроводное управление, которое было основано 30 марта 1957 года на базе Альметьевской нефтеперекачивающей станции. В то время в ведении управления находились 303 км нефтепроводов, обслуживающие их нефтеперекачивающие станции и резервуарный парк емкостью 58 400 кубометров. За время, прошедшее с того дня многое изменилось. Сегодня Альметьевское РНУ – одно из самых крупных филиалов ОАО «СЗМН». На его обслуживании находится около 1295 км магистральных нефтепроводов, включая подводные переходы протяженностью 56,18 км, 22 резервуара общим объемом 277,429 тыс. кубометра, 11 нефтенасосных, 40 магистральных насосных агрегатов. Для успешной эксплуатации этого большого и сложного хозяйства в Альметьевском РНУ сложилась разветвленная производственная структура. В состав Управления входят шесть нефтеперекачивающих станций (НПС), автотранспортный цех, центральная ремонтная служба, участки по ремонту и наладке механо-технологического и энергетического оборудования, центральная химико-аналитическая, экоаналитическая и калибровочная лаборатории, лаборатория неразрушающего контроля, ряд других подразделений.
АРНУ является насосной станцией, имеющей резервуарный парк, насосно-двигательный зал, манифольд – открытое или закрытое помещение, в котором сосредоточены задвижки, обратные клапаны, фильтры и др., камеры пуска и приёма скребка, противопожарное помещение, которое оборудовано резервуарами с образователями пены.
Основное и вспомогательное оборудование насосных станций.
Для перекачки нефтей и нефтепродуктов используют поршневые и центробежные насосы. К насосным агрегатам, используемым на магистральных трубопроводах, предъявляются следующие требования: сравнительно высокие напоры, большие подачи, экономичность работы, долговременность и надёжность нормальной непрерывной работы, компактность.
Для нормальных условий работы основного центробежного насоса необходим подпор на его входе, который обычно создаётся вспомогательным насосом или за счёт неиспользованного напора предыдущей насосной станции. При этом основной и подпорный насосы должны иметь одинаковые подачи.
Подпорные насосы должны обеспечивать хорошую всасывающую способность, поэтому они эксплуатируются при сравнительно низкой частоте вращения вала, имеют одно рабочее колесо с двусторонним подводом жидкости и устанавливаются как можно ближе к резервуарам.
При выборе электродвигателя для привода насоса руководствуются следующими факторами:
возможностью получения на площадке, отведённой под строительство перекачивающей станции, электроэнергии для питания электродвигателей, суммарная мощность которых достигает 10 000-20 000 кВт;
необходимостью упрощения трансмиссии между двигателем и насосом.
В зависимости от исполнения электродвигатели могут быть установлены в общем зале с насосами или в помещении, отделённом от насосного зала разделительной стеной.
Для обеспечения нормальных условий работы магистральных насосов типа НМ и электродвигателей по действующим стандартам со встроенными воздухоохладителями дополнительно предусматриваются:
система разгрузки торцовых уплотнений;
система сбора утечек от торцовых уплотнений;
централизованная система смазки и охлаждения подшипников;
система подачи воды для охлаждения воздуха внутри электродвигателей и масла в теплообменниках.
Железобетонные резервуары.
На территории АРНУ находится 10 резервуаров, 2 из которых железобетонные. Каждый резервуар имеет объем по 10. 000 м3.
Железобетонные резервуары (типа ЖБР) используют для хранения мазута, нефти, масел и светлых нефтепродуктов. По геометрической форме железобетонные резервуары разделяют на цилиндрические и прямоугольные (квадратные, траншейные). Наибольшее распространение получили цилиндрические резервуары, удобные в эксплуатации и имеющие конструктивные преимущества: в них больше высота, меньше площадь поверхности при одинаковом объёме с прямоугольными, меньше расход металла, они лучше работают на температурные воздействия.
Железобетонные резервуары, как правило, изготовляют сборными: стенки из предварительно напряжённых железобетонных панелей, швы между стеновыми панелями замоноличивают бетоном. На стенку цилиндрического резервуара навивают кольцевую арматуру при помощи арматурно-навивочной машины. Перекрытие резервуаров выполняют из сборных железобетонных предварительно напряжённых ребристых плит, опирающихся на кольцевые балки. Днище может быть монолитным бетонным толщиной 50 см., связь днища с железобетонными стенками достигается закладкой стержней-коротышей. Чаще днища изготовляют железобетонным с утолщением под стенками и колоннами.
Цилиндрические резервуары сооружают объёмом 100-30000 м . Они рассчитаны на избыточное давление около 0,002 МПа и вакуум около 0,001 МПа.
Оборудование резервуаров.
Правильная и безопасная эксплуатация резервуаров обеспечивается специальным оборудованием, монтируемым на них, и поддержанием этого оборудования в рабочем состоянии.
Для периодического осмотра оборудования в соответствии с Правилами технической эксплуатации резервуаров, отбора проб и контроля уровня нефтепродукта резервуары имеют лестницу. Лестницы сооружают прислонными, спиральными (вверх по стенке резервуара) и шахтными.
У места присоединения лестницы к крыше резервуара располагают замерную площадку, снабжённую перилами высотой 1 м. в обе стороны от лестницы не менее чем на 1,5 м. на этой площадке устанавливают замерный люк, замерные приспособления и дыхательные клапаны.
Приёмо-раздаточные патрубки предназначены для присоединения к ним приёмных и раздаточных трубопроводов снаружи резервуара и хлопушки или шарнирной подъёмной трубы изнутри. Их устанавливают а нижнем поясе в количестве от одного до четырёх (при большом расходе закачки и выкачки продукта 3000 м /ч и более). Диаметры приёмо-раздаточных патрубков составляют от 150 до 700 мм.
Замерный люк служит для ручного замера в резервуаре уровней нефтепродукта и подтоварной воды, а также для отбора проб при помощи ручного пробоотборника. Крышку замерного люка закрывают герметично с помощью прокладки и нажимного откидного болта. Для обозначения постоянного места замера внутри люка расположена направляющая колодка, по которой спускают в резервуар замерную ленту с лотом. Оснащение резервуаров дистанционными уровнемерами типа УДУ и пробоотборниками типа ПСР вытеснило ручной замер и отбор проб, отпала необходимость операторам часто взбираться на резервуар, но замерный люк при этом остался как запасной вариант.
Люк-лаз устанавливают на нижнем поясе резервуара. Он предназначен для входа обслуживающего персонала внутрь резервуара при его ремонте, а также для освещения и проветривания резервуара при проведении этих работ. Резервуары с понтоном и плавающей крышей снабжают дополнительным люком-лазом на уровне третьего пояса резервуара. Он служит для осмотра и ремонта понтона и плавающей крыши в предельном нижнем положении их на стойках.
Световой люк вертикальных резервуаров устанавливают на крыше резервуара над приёмо-раздаточными патрубками. При открытой крышке люка через него проникает внутрь резервуара свет и проводится проветривание резервуара перед зачисткой. К световому люку прикрепляют запасной трос управления хлопушкой на случай обрыва рабочего троса.
Хлопушка предохраняет нефтепродукт от утечки из резервуара при повреждениях приёмо-раздаточных трубопроводов и их задвижек.
При наполнении резервуара струя нефтепродукта силой давления приподнимает крышку хлопушки. При остановке перекачки крышка хлопушки под действием силы тяжести опускается на своё место, закрывая трубу. Герметичность хлопушки достигается за счёт гидростатического давления жидкости на крышку. При выдаче нефтепродукта из резервуара крышка хлопушки открывается принудительно при помощи вращающегося барабана с наматывающимся на него тросом. Хлопушки большого диаметра при заполнении открываются с трудом, так как приходится преодолевать вес столба нефтепродукта, давящего на крышку хлопушки. Чтобы облегчить открывание хлопушки, устанавливают перепускные трубы для выравнивания давления до и после хлопушки.
Дыхательный клапан служит для сообщения пространства внутри резервуара с атмосферой. Он представляет собой литую коробку (чугунную или алюминиевую), в которой размещены два клапана. Клапан 2 открывается при повышении давления до расчётного внутри резервуара и обеспечивает возможность выхода газов в атмосферу, клапан 1 открывается при разряжении и даёт возможность воздуху войти в резервуар.
Гидравлические предохранительные клапаны предназначены для ограничения избыточного давления или вакуума в газовом пространстве резервуара в случае отказа в работе дыхательного клапана, а так же если сечение дыхательного клапана окажется недостаточным для быстрого пропуска газа или воздуха. Клапан заливают низкозамерзающей и слабо-испаряющейся маловязкой жидкостью – дизельным топливом, соляровым маслом, водным раствором глицерина, этиленгликолем или другими жидкостями, образующими гидравлический затвор.
Огневые предохранители устанавливают между резервуаром и дыхательным предохранительным клапаном. Они предотвращают проникновение пламени или искры в газовое пространство резервуара. Огневой предохранитель состоит из литого корпуса с фланцами, внутри которого помещается кассета из нержавеющего металла (фольги), образующая каналы малого диаметра.
Принцип действия огневого предохранителя заключается в том, что пламя, попадая в систему каналов малого сечения, дробится на отдельные потоки. Поверхность соприкосновения пламени с предохранителем увеличивается, возрастает теплоотдача стенкам каналов и пламя гаснет.
Для спуска из резервуара подтоварной воды применяют водоспускной (сифонный) кран, представляющий собой трубу, пропущенную через сальник внутрь резервуара. При помощи специальной рукоятки 5 сифонный кран можно устанавливать в рабочее положение – изогнутый конец трубы находится у днища резервуара и давлением столба нефтепродукта вода, выпавшая из него и скопившаяся на дне, будет вытесняться из резервуара. Вода из трубы удаляется выпуском её до появления нефтепродукта. От повреждений и атмосферных осадков сифонный кран защищён специальным кожухом.
Горящий в резервуаре нефтепродукт можно погасить с помощью пены, которая изолирует поверхность нефтепродукта от кислорода воздуха. Резервуары, для тушения пожаров в которых применяют воздушно-механическую пену, оборудуют стационарной установкой генераторов высокократной пены типа ГВПС.
Альметьевское РНУ обслуживает участки 21 нефтепроводов, в том числе нефтепроводы Альметьевск–Азнакаево, Пермь–Альметьевск, Киенгоп–Набережные Челны, Альметьевск–Горький¬3, участок трансконтинентального нефтепровода Усть¬Балык–Курган–Уфа–Альметьевск (УБКУА) и другие. Основное направление перекачки нефти – от месторождений расположенных на территории Республики Татарстан и в Западной Сибири к нефтеперерабатывающим предприятиям в соседние и центральные районы России.
Управление «Татнефтегазпереработка» .
16 апреля мы побывали в «УТНГП».
Управление «Татнефтегазпереработка» ОАО «Татнефть» занимается сбором, транспортом, приемом и переработкой нефтяного газа и широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ).
УТНГП создано в 2002 году на основе трех предприятий: управления «Татнефтегаз» ОАО «Татнефть», Миннибаевского газоперерабатывающего завода и ОАО «Трансуглеводород». Эти предприятия привнесли в дела газового комплекса свой творческий потенциал и накопленный годами опыт.
Приоритетным вектором деятельности управления является повышение эффективности технологического комплекса по сбору, переработке и транспорту нефтяного газа.
Сегодня «Татнефтегазпереработка» — это мощный, эффективно работающий производственный комплекс. Более 94% попутного нефтяного газа на территории Татарстана находит применение в народном хозяйстве, и это один из лучших показателей среди нефтедобывающих компаний России.
"Татнефть-АЗС Центр" реализует следующие виды газопродукции, производимые Управлением «Татнефтегазпереработка» (Миннибаевский ГПЗ) ОАО «Татнефть»:
сжиженный углеводородный газ (СУГ) в соответствии с ГОСТ 20448-90 «Газы углеводородные сжиженные топливные для коммунально-бытового потребления», а также в соответствии с ГОСТ Р 52087-2003 «Газы углеводородные сжиженные топливные»;
фракцию пропановую (ТУ 0272-023-00151638-99);
фракцию нормального бутана (ТУ 0272-026-00151638-99);
бензин газовый стабильный (БГС) (ТУ 0272-069-00151638-2006);
фракцию гексановую (ТУ 2411-032-05766801-95)
СУГ, фракции пропана и нормального бутана отгружаются железнодорожным транспортом со станции Кульшарипово Куйбышевской ж/д. Перевозка указанных видов газопродукции осуществляется в специализированных цистернах ОАО "СГ-Транс".
Мелкооптовая реализация СУГ осуществляется на условиях самовывоза с пункта налива автогазовозов, находящегося на территории Управления "Татнефтегазпереработка" (Миннибаевский ГПЗ).
БГС и гексановая фракция отгружаются железнодорожным транспортом в цистернах собственности ОАО "Татнефть".
ООО «Татнефть-АЗС Центр» также реализует газопродукты крупным оптом с отгрузкой железнодорожным транспортом.
Типы нефтеперерабатывающих заводов.
Ни один завод не может вырабатывать всю номенклатуру нефтепродуктов, в которых нуждаются близлежащие потребители. Это связано с тем, что современные установки и производства проектируются на большую производительность, т.к. в этом случае они более экономичны. Недостающие нефтепродукты завозятся с НПЗ, расположенных в других регионах.
Нефтеперерабатывающие заводы (НПЗ) бывают пяти основных типов:
1) топливный с неглубокой переработкой нефти;
2) топливный с глубокой переработкой нефти;
3) топливно-нефтехимический с глубокой переработкой нефти и производством нефтехимической продукции;
4) топливно-масляный;
5) энергонефтехимический.
На заводах первых двух типов вырабатывают в основном различные виды топлива. При неглубокой переработке нефти получают не более 35 % светлых нефтепродуктов, остальное -топочный мазут. При глубокой переработке соотношение обратное. Это достигается применением вторичных методов переработки нефти каталитического крекинга, коксования, гидрокрекинга и др.
На заводах топливно-масляного типа наряду с топливами вырабатывают широкий ассортимент масел, парафины, битум и другие продукты.
Заводы энергонефтехимического типа строят при ТЭЦ большой мощности или вблизи нее. На таких заводах в процессе перегонки нефти отбирают бензиновые, керосиновые и дизельные фракции, а мазут направляют на ТЭЦ в качестве топлива. Полученные фракции светлых нефтепродуктов используют в качестве сырья для нефтехимического производства.
Полигон ЦПК ОАО «Татнефть».
НГДУ «Елховнефть» — одно из ведущих нефтегазодобывающих управлений в системе ОАО «Татнефть», созданное в 1962 году в г. Альметьевске. Оно выполняет весь комплекс работ по добыче, подготовке и переработке нефти, а также все работы по обслуживанию и ремонту оборудования. Здесь проходили обкатку многие технические решения в области разработки и обустройства нефтегазовых месторождений, впоследствии внедренные на нефтепромыслах многих предприятий ОАО «Татнефть».
«Успешная деятельность любого предприятия зависит от того, как в нем решаются кадровые вопросы. Особо важной в этом направлении является работа с молодежью. И здесь важна финансовая поддержка этой деятельности, но намного важнее сам подход к этой проблеме со стороны руководителей. В НГДУ "Елховнефть" осознали всю важность кадровой работы и на деле помогают молодежи в полноценном становлении на производстве, повышении квалификации и т.д. По сути дела, это комплекс работы _ он начинается с анкетирования старшеклассников (выпускников подшефной школы № 2) и детей работников НГДУ, продолжается обучением в школе "Мини менеджер" для учеников 11 классов и заканчивается школой менеджеров при главном инженере НГДУ.
В прошлом году в НГДУ "Елховнефть" начались занятия в школе "Мини менеджер" в рамках программы "Школа ЦПК НГДУ", где на базе ЦПК НГДУ "Елховнефть" проводится обучение детей рабочим профессиям, с учетом необходимых профессий для НГДУ, для того, чтобы вчерашние школьники, которые по тем или иным причинам не смогли продолжить образование в средних специальных или высших учебных заведениях, пришли бы на производство, имея навыки рабочих профессий.
Сегодня в ЦПК есть все условия для организации полноценного учебного процесса. Процесс обучения тесно связан с производством, а учебная база ЦПК уникальна. Для обучающихся оборудованы учебные классы, лаборатории, на учебном полигоне ЦПК имеется действующее оборудование, применяемое сегодня в нефтяной и газовой промышленности. Для тех, у кого есть желание трудиться с полной отдачей и получать от работы моральное и материальное удовлетворение, в НГДУ "Елховнефть" созданы все необходимые условия. 23 апреля мы посетили учебный полигон ЦПК ОАО «Татнефть», на котором есть буровая установка, станок-качалка, произведенная на БМЗ,
Краткая характеристика современных буровых установок.
Буровая установка любого класса состоит из следующего оборудования:
комплекта спуско-подъёмного оборудования (вышки с балконом; лебёдки; кронблока, смонтированного на верхней площадке вышки; крюкоблока; талевого каната). Для подвешивания спускаемой или поднимаемой бурильной колонны на зев крюкоблока надеваются штропы с элеватором, обхватывающим бурильную колонну под бурильным замком. Свечи после отвинчивания от бурильной колонны устанавливают на подсвечник. Привод лебёдки осуществляется от двигателя через трансмиссию и коробку передач;
оборудования для вращения бурильной колонны (ротора и вертлюга). Привод ротора осуществляется с помощью карданного вала от коробки передач;
комплекта оборудования и ёмкостей для промывки скважины (буровых насосов, блока очистки промывочной жидкости от выбуренной породы, промежуточных ёмкостей и приёмных ёмкостей буровых насосов). Привод буровых насосов, как и привод лебёдки, осуществляется от двигателей через трансмиссии.
Буровое оборудование монтируется на металлических основаниях. Для входа в буровую и для подтаскивания труб и инструментов имеются мостики.
Спуско-подъёмное оборудование служит не только для подъёма и спуска бурильной колонны и спуска обсадной колонны в скважину, но и для подачи долота во время бурения при вращающейся бурильной колонне и периодического наращивания бурильной колонны по мере углубления скважины.
Оборудование для вращения бурильной колонны представлено ротором и вертлюгом. Ротор предназначен для передачи вращательного движения бурильной колонне и, следовательно, долоту, для полного или частичного поддержания на весу бурильной колонны с помощью элеватора или клиньев при спуско-подъёмных и вспомогательных работах и обсадной колонны при спуске её в скважину. Поэтому ротор должен обеспечивать необходимую частоту вращения бурильной колонны и легко менять направление вращения, а грузоподъёмность его должна превышать вес наиболее тяжёлой колонны.
Вертлюг – промежуточное оборудование между бурильной колонной и талевой системой. Во время бурения бурильная колонна вращается (при роторном бурении) или периодически проворачивается (при бурении с забойным двигателем), а талевая система перемещается вниз по оси вышки по мере углубления скважины. Следовательно, вертлюг связывает вращающуюся, поступательно движущуюся бурильную колонну и только поступательно движущуюся талевую систему. При этом вертлюг направляет промывочную жидкость из бурового шланга в бурильную колонну.
Заключение.
В ходе ознакомительной практики, я наглядно ознакомилась с технологическими процессами и оборудованием, применяемым для перегонки и переработки нефти и газа.
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.
№
Названия предприятий
Даты посещений предприятий
1
АЛПУ МГ
13 апреля
2
АРНУ
15 апреля
3
УТНГП
16 апреля
4
Полигон ЦПК ОАО «Татнефть»
22 апреля
Содержание.
Введение 4
1.Основные объекты и сооружения магистрального нефтепровода. 6
2.Альметьевский линейный производственный участок магистральных газопроводов. 10
2.1 Классификация магистральных газопроводов. 10
2.2 Основные объекты магистрального газопровода. 11
3. Альметьевское районное нефтепроводное управление. 13
3.1 Основное и вспомогательное оборудование насосных станций. 13
3.2 Железобетонные резервуары. 15
3.3 Оборудование резервуаров. 16
4. Управление «Татнефтегазпереработка». 20
4.1 Типы нефтеперерабатывающих заводов. 22
5. Полигон ЦПК ОАО «Татнефть». 24
Краткая характеристика современных буровых установок. 25
Заключение. 27
Список использованной литературы. 28
Введение.
С 13 по 22 апреля, в рамках учебно-ознакомительной практики наша группа 29-01посетила четыре предприятия, для наглядного ознакомления с будущей специальностью:
1. АЛПУ МГ;
2.АРНУ;
3.УТНГП;
4.Учебный полигон ЦПК ОАО «Татнефть».
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.
На учебно-ознакомительной практике мы узнали много интересного, получили целостное представление о нефтяной и газовой промышленности, об избранной нами профессии.
Основные объекты и сооружения магистрального нефтепровода.
Магистральный нефтепровод, в общем случае, состоит из следующих комплексов сооружений:
- подводящие трубопроводы;
- головная и промежуточные нефтеперекачивающие станции (НПС);
- конечный пункт;
- линейные сооружения.
1.Подводящие трубопроводы связывают источники нефти с головными сооружениями МНП.
2.Головная НПС предназначена для приема нефтей с промыслов, смещения или разделения их по сортам, учета нефти и ее закачки из резервуаров в трубопровод.
Рис.8. Технологическая схема головной перекачивающей станции:
1 – подпорная насосная; 2 – площадка фильтров и счетчиков; 3 – основная насосная; 4 – площадка регуляторов; 5 – площадка пуска скребков; 6 – резервуарный парк.
Головная НПС располагается вблизи нефтепромыслов.
3.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).
Рис.9. Технологическая схема промежуточной перекачивающей станции:
1 – основная насосная; 2 – помещение с регулирующими клапанами; 3 – устройство приема и пуска скребка; 4 – площадка с фильтрами-грязеуловителями.
Кроме технологических сооружений на головной и промежуточных НПС имеются механическая мастерская, понизительная электроподстанция, котельная, объекты водоснабжения и водоотведения, подсобные и административные помещения и т.д.
4.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.
5. К линейным сооружениям магистрального нефтепровода относятся:
1) 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.
2) 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.
3) 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 (линии электрифицированного транспорта, линии электропередач и др.).
4) При переходах через водные преграды трубопроводы, как правило, заглубляются ниже уровня дна. Для предотвращения всплытия на трубопроводах монтируют чугунные или железобетонные утяжелители (пригрузы) различной конструкции. Кроме основной укладывают резервную нитку перехода того же диаметра. На пересечениях железных и крупных шоссейных дорог трубопровод укладывают в патроне (кожухе) из труб, диаметр которых не менее чем на 200 мм больше. При пересечении естественных и искусственных препятствий применяют также надземную прокладку трубопроводов (на опорах, либо за счет собственной жесткости трубы).
5) Вдоль трассы трубопровода проходят линии связи, линии 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.
6) Линии электропередач служат для электроснабжения перекачивающих станций, станций катодной защиты и дренажных установок.
7) По вдоль трассовым дорогам перемещаются аварийно- восстановительные бригады, специалисты электрохимической защиты, обходчики и др.
8)Вертолетные площадки предназначены для посадок вертолетов, осуществляющих патрулирование трассы трубопроводов.
Альметьевский линейный производственный участок магистральных газопроводов.
13 апреля мы посетили Альметьевский линейный производственный участок магистральных газопроводов.
На этом предприятии производится слежение за состоянием давления газа в трубопроводе на определённом участке, обеспечивается связь со станциями и выполняется приём газа с Западной Сибири, а также отправка газа в город Альметьевск.
Наша группа узнала, что здесь проводится ещё и перевод автомашин с бензина на газ, а также замена газовых баллонов на новые. Для топлива автомобилей используется метан и пропан.
Большое внимание на этом предприятии 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.
Классификация магистральных газопроводов.
Магистральным газопроводом называется трубопровод, предназначенный для транспортировки газа из района добычи (или производства) в район его потребления. Движение газа по трубопроводу обеспечивается компрессорными станциями (КС), сооружаемыми по трассе через определённые расстояния. Расстояния между КС определяются гидравлическим расчётом. В начальный период разработки газового месторождения по магистральному газопроводу или части его можно осуществлять бескомпрессорную подачу газа за счёт высокого пластового давления. Ответвлением от магистрального газопровода называется трубопровод, присоединённый непосредственно к магистральному газопроводу и предназначенный для отвода части транспортируемого газа к отдельным населённым пунктам и промышленным предприятиям.
В зависимости от рабочего давления в трубопроводе магистральные газопроводы подразделяются на два класса: класс 1 – рабочее давление от 2,5 до 10 МПа включительно; класс 2 – рабочее давление от 1,2 до 2,5 МПа включительно.
Длина магистрального газопровода может измеряться от десятков до нескольких тысяч километров, а диаметр – от 150 до 1620 мм. Большая часть газопроводов имеет диаметр от 720 до 1620 мм. В настоящее время используются наиболее экономичные газопроводы диаметром 1020 мм.
Основные особенности магистрального газопровода.
После головных сооружений очищенный и осушенный газ поступает в магистральный газопровод. Магистральный газопровод может быть постоянного или переменного диаметра. В некоторых случаях он состоит из нескольких трубопроводов, уложенных параллельно в одном коридоре трассы.
Овраги, мелкие реки, дороги и другие естественные и искусственные преграды пересекаются газопроводом в виде переходов различных конструкций (балочные, консольные, висячие и т. п.). Через реки шириной более 75 метров делаются подводные переходы (дюкеры) в две и более нити.
Для возможного отключения отдельных участков газопроводов через каждые 20-25 км по трассе устанавливают линейные узлы, включающие в себя запорные отключающие устройства (краны, задвижки) и продувочные свечи. Кроме того, отключающие устройства монтируют на всех ответвлениях от газопровода, на берегах водных преград при пересечении их газопроводом и на подходах к компрессорным станциям. Линейные краны устанавливают с ручным, пневматическим или пневмогидравлическим приводом. В непосредственной близости от линейных кранов располагают продувочные свечи, предназначенные для опорожнения газопровода на участке между кранами в случае необходимости проведения ремонтных работ.
Альметьевское районное нефтепроводное управление.
15 апреля мы посетили Альметьевское районное нефтепроводное управление, которое было основано 30 марта 1957 года на базе Альметьевской нефтеперекачивающей станции. В то время в ведении управления находились 303 км нефтепроводов, обслуживающие их нефтеперекачивающие станции и резервуарный парк емкостью 58 400 кубометров. За время, прошедшее с того дня многое изменилось. Сегодня Альметьевское РНУ – одно из самых крупных филиалов ОАО «СЗМН». На его обслуживании находится около 1295 км магистральных нефтепроводов, включая подводные переходы протяженностью 56,18 км, 22 резервуара общим объемом 277,429 тыс. кубометра, 11 нефтенасосных, 40 магистральных насосных агрегатов. Для успешной эксплуатации этого большого и сложного хозяйства в Альметьевском РНУ сложилась разветвленная производственная структура. В состав Управления входят шесть нефтеперекачивающих станций (НПС), автотранспортный цех, центральная ремонтная служба, участки по ремонту и наладке механо-технологического и энергетического оборудования, центральная химико-аналитическая, экоаналитическая и калибровочная лаборатории, лаборатория неразрушающего контроля, ряд других подразделений.
АРНУ является насосной станцией, имеющей резервуарный парк, насосно-двигательный зал, манифольд – открытое или закрытое помещение, в котором сосредоточены задвижки, обратные клапаны, фильтры и др., камеры пуска и приёма скребка, противопожарное помещение, которое оборудовано резервуарами с образователями пены.
Основное и вспомогательное оборудование насосных станций.
Для перекачки нефтей и нефтепродуктов используют поршневые и центробежные насосы. К насосным агрегатам, используемым на магистральных трубопроводах, предъявляются следующие требования: сравнительно высокие напоры, большие подачи, экономичность работы, долговременность и надёжность нормальной непрерывной работы, компактность.
Для нормальных условий работы основного центробежного насоса необходим подпор на его входе, который обычно создаётся вспомогательным насосом или за счёт неиспользованного напора предыдущей насосной станции. При этом основной и подпорный насосы должны иметь одинаковые подачи.
Подпорные насосы должны обеспечивать хорошую всасывающую способность, поэтому они эксплуатируются при сравнительно низкой частоте вращения вала, имеют одно рабочее колесо с двусторонним подводом жидкости и устанавливаются как можно ближе к резервуарам.
При выборе электродвигателя для привода насоса руководствуются следующими факторами:
возможностью получения на площадке, отведённой под строительство перекачивающей станции, электроэнергии для питания электродвигателей, суммарная мощность которых достигает 10 000-20 000 кВт;
необходимостью упрощения трансмиссии между двигателем и насосом.
В зависимости от исполнения электродвигатели могут быть установлены в общем зале с насосами или в помещении, отделённом от насосного зала разделительной стеной.
Для обеспечения нормальных условий работы магистральных насосов типа НМ и электродвигателей по действующим стандартам со встроенными воздухоохладителями дополнительно предусматриваются:
система разгрузки торцовых уплотнений;
система сбора утечек от торцовых уплотнений;
централизованная система смазки и охлаждения подшипников;
система подачи воды для охлаждения воздуха внутри электродвигателей и масла в теплообменниках.
Железобетонные резервуары.
На территории АРНУ находится 10 резервуаров, 2 из которых железобетонные. Каждый резервуар имеет объем по 10. 000 м3.
Железобетонные резервуары (типа ЖБР) используют для хранения мазута, нефти, масел и светлых нефтепродуктов. По геометрической форме железобетонные резервуары разделяют на цилиндрические и прямоугольные (квадратные, траншейные). Наибольшее распространение получили цилиндрические резервуары, удобные в эксплуатации и имеющие конструктивные преимущества: в них больше высота, меньше площадь поверхности при одинаковом объёме с прямоугольными, меньше расход металла, они лучше работают на температурные воздействия.
Железобетонные резервуары, как правило, изготовляют сборными: стенки из предварительно напряжённых железобетонных панелей, швы между стеновыми панелями замоноличивают бетоном. На стенку цилиндрического резервуара навивают кольцевую арматуру при помощи арматурно-навивочной машины. Перекрытие резервуаров выполняют из сборных железобетонных предварительно напряжённых ребристых плит, опирающихся на кольцевые балки. Днище может быть монолитным бетонным толщиной 50 см., связь днища с железобетонными стенками достигается закладкой стержней-коротышей. Чаще днища изготовляют железобетонным с утолщением под стенками и колоннами.
Цилиндрические резервуары сооружают объёмом 100-30000 м . Они рассчитаны на избыточное давление около 0,002 МПа и вакуум около 0,001 МПа.
Оборудование резервуаров.
Правильная и безопасная эксплуатация резервуаров обеспечивается специальным оборудованием, монтируемым на них, и поддержанием этого оборудования в рабочем состоянии.
Для периодического осмотра оборудования в соответствии с Правилами технической эксплуатации резервуаров, отбора проб и контроля уровня нефтепродукта резервуары имеют лестницу. Лестницы сооружают прислонными, спиральными (вверх по стенке резервуара) и шахтными.
У места присоединения лестницы к крыше резервуара располагают замерную площадку, снабжённую перилами высотой 1 м. в обе стороны от лестницы не менее чем на 1,5 м. на этой площадке устанавливают замерный люк, замерные приспособления и дыхательные клапаны.
Приёмо-раздаточные патрубки предназначены для присоединения к ним приёмных и раздаточных трубопроводов снаружи резервуара и хлопушки или шарнирной подъёмной трубы изнутри. Их устанавливают а нижнем поясе в количестве от одного до четырёх (при большом расходе закачки и выкачки продукта 3000 м /ч и более). Диаметры приёмо-раздаточных патрубков составляют от 150 до 700 мм.
Замерный люк служит для ручного замера в резервуаре уровней нефтепродукта и подтоварной воды, а также для отбора проб при помощи ручного пробоотборника. Крышку замерного люка закрывают герметично с помощью прокладки и нажимного откидного болта. Для обозначения постоянного места замера внутри люка расположена направляющая колодка, по которой спускают в резервуар замерную ленту с лотом. Оснащение резервуаров дистанционными уровнемерами типа УДУ и пробоотборниками типа ПСР вытеснило ручной замер и отбор проб, отпала необходимость операторам часто взбираться на резервуар, но замерный люк при этом остался как запасной вариант.
Люк-лаз устанавливают на нижнем поясе резервуара. Он предназначен для входа обслуживающего персонала внутрь резервуара при его ремонте, а также для освещения и проветривания резервуара при проведении этих работ. Резервуары с понтоном и плавающей крышей снабжают дополнительным люком-лазом на уровне третьего пояса резервуара. Он служит для осмотра и ремонта понтона и плавающей крыши в предельном нижнем положении их на стойках.
Световой люк вертикальных резервуаров устанавливают на крыше резервуара над приёмо-раздаточными патрубками. При открытой крышке люка через него проникает внутрь резервуара свет и проводится проветривание резервуара перед зачисткой. К световому люку прикрепляют запасной трос управления хлопушкой на случай обрыва рабочего троса.
Хлопушка предохраняет нефтепродукт от утечки из резервуара при повреждениях приёмо-раздаточных трубопроводов и их задвижек.
При наполнении резервуара струя нефтепродукта силой давления приподнимает крышку хлопушки. При остановке перекачки крышка хлопушки под действием силы тяжести опускается на своё место, закрывая трубу. Герметичность хлопушки достигается за счёт гидростатического давления жидкости на крышку. При выдаче нефтепродукта из резервуара крышка хлопушки открывается принудительно при помощи вращающегося барабана с наматывающимся на него тросом. Хлопушки большого диаметра при заполнении открываются с трудом, так как приходится преодолевать вес столба нефтепродукта, давящего на крышку хлопушки. Чтобы облегчить открывание хлопушки, устанавливают перепускные трубы для выравнивания давления до и после хлопушки.
Дыхательный клапан служит для сообщения пространства внутри резервуара с атмосферой. Он представляет собой литую коробку (чугунную или алюминиевую), в которой размещены два клапана. Клапан 2 открывается при повышении давления до расчётного внутри резервуара и обеспечивает возможность выхода газов в атмосферу, клапан 1 открывается при разряжении и даёт возможность воздуху войти в резервуар.
Гидравлические предохранительные клапаны предназначены для ограничения избыточного давления или вакуума в газовом пространстве резервуара в случае отказа в работе дыхательного клапана, а так же если сечение дыхательного клапана окажется недостаточным для быстрого пропуска газа или воздуха. Клапан заливают низкозамерзающей и слабо-испаряющейся маловязкой жидкостью – дизельным топливом, соляровым маслом, водным раствором глицерина, этиленгликолем или другими жидкостями, образующими гидравлический затвор.
Огневые предохранители устанавливают между резервуаром и дыхательным предохранительным клапаном. Они предотвращают проникновение пламени или искры в газовое пространство резервуара. Огневой предохранитель состоит из литого корпуса с фланцами, внутри которого помещается кассета из нержавеющего металла (фольги), образующая каналы малого диаметра.
Принцип действия огневого предохранителя заключается в том, что пламя, попадая в систему каналов малого сечения, дробится на отдельные потоки. Поверхность соприкосновения пламени с предохранителем увеличивается, возрастает теплоотдача стенкам каналов и пламя гаснет.
Для спуска из резервуара подтоварной воды применяют водоспускной (сифонный) кран, представляющий собой трубу, пропущенную через сальник внутрь резервуара. При помощи специальной рукоятки 5 сифонный кран можно устанавливать в рабочее положение – изогнутый конец трубы находится у днища резервуара и давлением столба нефтепродукта вода, выпавшая из него и скопившаяся на дне, будет вытесняться из резервуара. Вода из трубы удаляется выпуском её до появления нефтепродукта. От повреждений и атмосферных осадков сифонный кран защищён специальным кожухом.
Горящий в резервуаре нефтепродукт можно погасить с помощью пены, которая изолирует поверхность нефтепродукта от кислорода воздуха. Резервуары, для тушения пожаров в которых применяют воздушно-механическую пену, оборудуют стационарной установкой генераторов высокократной пены типа ГВПС.
Альметьевское РНУ обслуживает участки 21 нефтепроводов, в том числе нефтепроводы Альметьевск–Азнакаево, Пермь–Альметьевск, Киенгоп–Набережные Челны, Альметьевск–Горький¬3, участок трансконтинентального нефтепровода Усть¬Балык–Курган–Уфа–Альметьевск (УБКУА) и другие. Основное направление перекачки нефти – от месторождений расположенных на территории Республики Татарстан и в Западной Сибири к нефтеперерабатывающим предприятиям в соседние и центральные районы России.
Управление «Татнефтегазпереработка» .
16 апреля мы побывали в «УТНГП».
Управление «Татнефтегазпереработка» ОАО «Татнефть» занимается сбором, транспортом, приемом и переработкой нефтяного газа и широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ).
УТНГП создано в 2002 году на основе трех предприятий: управления «Татнефтегаз» ОАО «Татнефть», Миннибаевского газоперерабатывающего завода и ОАО «Трансуглеводород». Эти предприятия привнесли в дела газового комплекса свой творческий потенциал и накопленный годами опыт.
Приоритетным вектором деятельности управления является повышение эффективности технологического комплекса по сбору, переработке и транспорту нефтяного газа.
Сегодня «Татнефтегазпереработка» — это мощный, эффективно работающий производственный комплекс. Более 94% попутного нефтяного газа на территории Татарстана находит применение в народном хозяйстве, и это один из лучших показателей среди нефтедобывающих компаний России.
"Татнефть-АЗС Центр" реализует следующие виды газопродукции, производимые Управлением «Татнефтегазпереработка» (Миннибаевский ГПЗ) ОАО «Татнефть»:
сжиженный углеводородный газ (СУГ) в соответствии с ГОСТ 20448-90 «Газы углеводородные сжиженные топливные для коммунально-бытового потребления», а также в соответствии с ГОСТ Р 52087-2003 «Газы углеводородные сжиженные топливные»;
фракцию пропановую (ТУ 0272-023-00151638-99);
фракцию нормального бутана (ТУ 0272-026-00151638-99);
бензин газовый стабильный (БГС) (ТУ 0272-069-00151638-2006);
фракцию гексановую (ТУ 2411-032-05766801-95)
СУГ, фракции пропана и нормального бутана отгружаются железнодорожным транспортом со станции Кульшарипово Куйбышевской ж/д. Перевозка указанных видов газопродукции осуществляется в специализированных цистернах ОАО "СГ-Транс".
Мелкооптовая реализация СУГ осуществляется на условиях самовывоза с пункта налива автогазовозов, находящегося на территории Управления "Татнефтегазпереработка" (Миннибаевский ГПЗ).
БГС и гексановая фракция отгружаются железнодорожным транспортом в цистернах собственности ОАО "Татнефть".
ООО «Татнефть-АЗС Центр» также реализует газопродукты крупным оптом с отгрузкой железнодорожным транспортом.
Типы нефтеперерабатывающих заводов.
Ни один завод не может вырабатывать всю номенклатуру нефтепродуктов, в которых нуждаются близлежащие потребители. Это связано с тем, что современные установки и производства проектируются на большую производительность, т.к. в этом случае они более экономичны. Недостающие нефтепродукты завозятся с НПЗ, расположенных в других регионах.
Нефтеперерабатывающие заводы (НПЗ) бывают пяти основных типов:
1) топливный с неглубокой переработкой нефти;
2) топливный с глубокой переработкой нефти;
3) топливно-нефтехимический с глубокой переработкой нефти и производством нефтехимической продукции;
4) топливно-масляный;
5) энергонефтехимический.
На заводах первых двух типов вырабатывают в основном различные виды топлива. При неглубокой переработке нефти получают не более 35 % светлых нефтепродуктов, остальное -топочный мазут. При глубокой переработке соотношение обратное. Это достигается применением вторичных методов переработки нефти каталитического крекинга, коксования, гидрокрекинга и др.
На заводах топливно-масляного типа наряду с топливами вырабатывают широкий ассортимент масел, парафины, битум и другие продукты.
Заводы энергонефтехимического типа строят при ТЭЦ большой мощности или вблизи нее. На таких заводах в процессе перегонки нефти отбирают бензиновые, керосиновые и дизельные фракции, а мазут направляют на ТЭЦ в качестве топлива. Полученные фракции светлых нефтепродуктов используют в качестве сырья для нефтехимического производства.
Полигон ЦПК ОАО «Татнефть».
НГДУ «Елховнефть» — одно из ведущих нефтегазодобывающих управлений в системе ОАО «Татнефть», созданное в 1962 году в г. Альметьевске. Оно выполняет весь комплекс работ по добыче, подготовке и переработке нефти, а также все работы по обслуживанию и ремонту оборудования. Здесь проходили обкатку многие технические решения в области разработки и обустройства нефтегазовых месторождений, впоследствии внедренные на нефтепромыслах многих предприятий ОАО «Татнефть».
«Успешная деятельность любого предприятия зависит от того, как в нем решаются кадровые вопросы. Особо важной в этом направлении является работа с молодежью. И здесь важна финансовая поддержка этой деятельности, но намного важнее сам подход к этой проблеме со стороны руководителей. В НГДУ "Елховнефть" осознали всю важность кадровой работы и на деле помогают молодежи в полноценном становлении на производстве, повышении квалификации и т.д. По сути дела, это комплекс работы _ он начинается с анкетирования старшеклассников (выпускников подшефной школы № 2) и детей работников НГДУ, продолжается обучением в школе "Мини менеджер" для учеников 11 классов и заканчивается школой менеджеров при главном инженере НГДУ.
В прошлом году в НГДУ "Елховнефть" начались занятия в школе "Мини менеджер" в рамках программы "Школа ЦПК НГДУ", где на базе ЦПК НГДУ "Елховнефть" проводится обучение детей рабочим профессиям, с учетом необходимых профессий для НГДУ, для того, чтобы вчерашние школьники, которые по тем или иным причинам не смогли продолжить образование в средних специальных или высших учебных заведениях, пришли бы на производство, имея навыки рабочих профессий.
Сегодня в ЦПК есть все условия для организации полноценного учебного процесса. Процесс обучения тесно связан с производством, а учебная база ЦПК уникальна. Для обучающихся оборудованы учебные классы, лаборатории, на учебном полигоне ЦПК имеется действующее оборудование, применяемое сегодня в нефтяной и газовой промышленности. Для тех, у кого есть желание трудиться с полной отдачей и получать от работы моральное и материальное удовлетворение, в НГДУ "Елховнефть" созданы все необходимые условия. 23 апреля мы посетили учебный полигон ЦПК ОАО «Татнефть», на котором есть буровая установка, станок-качалка, произведенная на БМЗ,
Краткая характеристика современных буровых установок.
Буровая установка любого класса состоит из следующего оборудования:
комплекта спуско-подъёмного оборудования (вышки с балконом; лебёдки; кронблока, смонтированного на верхней площадке вышки; крюкоблока; талевого каната). Для подвешивания спускаемой или поднимаемой бурильной колонны на зев крюкоблока надеваются штропы с элеватором, обхватывающим бурильную колонну под бурильным замком. Свечи после отвинчивания от бурильной колонны устанавливают на подсвечник. Привод лебёдки осуществляется от двигателя через трансмиссию и коробку передач;
оборудования для вращения бурильной колонны (ротора и вертлюга). Привод ротора осуществляется с помощью карданного вала от коробки передач;
комплекта оборудования и ёмкостей для промывки скважины (буровых насосов, блока очистки промывочной жидкости от выбуренной породы, промежуточных ёмкостей и приёмных ёмкостей буровых насосов). Привод буровых насосов, как и привод лебёдки, осуществляется от двигателей через трансмиссии.
Буровое оборудование монтируется на металлических основаниях. Для входа в буровую и для подтаскивания труб и инструментов имеются мостики.
Спуско-подъёмное оборудование служит не только для подъёма и спуска бурильной колонны и спуска обсадной колонны в скважину, но и для подачи долота во время бурения при вращающейся бурильной колонне и периодического наращивания бурильной колонны по мере углубления скважины.
Оборудование для вращения бурильной колонны представлено ротором и вертлюгом. Ротор предназначен для передачи вращательного движения бурильной колонне и, следовательно, долоту, для полного или частичного поддержания на весу бурильной колонны с помощью элеватора или клиньев при спуско-подъёмных и вспомогательных работах и обсадной колонны при спуске её в скважину. Поэтому ротор должен обеспечивать необходимую частоту вращения бурильной колонны и легко менять направление вращения, а грузоподъёмность его должна превышать вес наиболее тяжёлой колонны.
Вертлюг – промежуточное оборудование между бурильной колонной и талевой системой. Во время бурения бурильная колонна вращается (при роторном бурении) или периодически проворачивается (при бурении с забойным двигателем), а талевая система перемещается вниз по оси вышки по мере углубления скважины. Следовательно, вертлюг связывает вращающуюся, поступательно движущуюся бурильную колонну и только поступательно движущуюся талевую систему. При этом вертлюг направляет промывочную жидкость из бурового шланга в бурильную колонну.
Заключение.
В ходе ознакомительной практики, я наглядно ознакомилась с технологическими процессами и оборудованием, применяемым для перегонки и переработки нефти и газа.
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.