Структура и технологические схема нефтепровода

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

Знакомство с предприятием. Общие положения

Вводный инструктаж. Инструктаж по технике безопасности на рабочем месте

Противопожарные мероприятия

Меры оказания первой помощи

Нефтепроводы. Классификация трубопроводов

Паспорт трубопровода

Технологические схемы

Современные методы диагностики коррозионного состояния магистральных нефтепроводов

Компрессорные станции. Типы компрессорных станций

Технологическая схема КС и режимы работы оборудования

Резервуарный парк

Система подготовки и учета товарной продукции

Системы сбора нефти, воды и газа на промыслах

Технологические схемы по подготовке нефти, воды и газа

Система ППД

Газопроводы высокого и низкого давления

Типы центробежных насосов

Нефтебазы, оборудование для учета и хранения нефтепродуктов

Наливные и сливные эстакады нефтебаз

Товарный склад и АЗС

Машины и оборудование для строительства трубопроводов

Охрана окружающей среды, оборудование фирмы «Vikoma», ЕРСО



Знакомство с предприятием. Общие положения

Сургутский Институт Нефти и Газа, именуемое сокращенно СИНГ, является филиалом ТюмГНГУ.

Сургутский Институт Нефти и Газа имеет круглую печать со своим наименованием, в своей деятельности руководствуется законодательством РФ, решениями органов власти и управления, Уставом ТюмГНГУ.

Местонахождение Сургутского Института Нефти и Газа: Тюменская область, г. Сургут, ул. Энтузиастов, 38.

Основной задачей деятельности Сургутского Института Нефти и Газа является обеспечение государственных интересов РФ в области обучения студентов.

Основными видами деятельности Сургутского Института Нефти и Газа являются:

· подготовка, переподготовка, повышение квалификации специалистов с высшим образованием в сфере гуманитарных и социальных наук, а также в области культуры и искусства и сферы обслуживания, в том числе по сокращенным образовательным программам на базе среднего профессионального и высшего профессионального образования;

· предоставление платных дополнительных образовательных услуг, не предусмотренных соответствующими образовательными программами и государственными образовательными стандартами, по договорам с юридическими и (или) физическими лицами;

· научные исследования в гуманитарных и социально-общественных направлениях;

· выполнение заказных научно-исследовательских работ, оказание образовательных, консультационных и иных услуг;

· организация, и проведение конкурсов, фестивалей, семинаров, конференций и т.п.;

· распространение научно-педагогических знаний и результатов собственной творческой деятельности в гуманитарной и социальной сфере, в том числе через СМИ;

· организация повышения квалификации научно-педагогических и других категорий работников в сфере гуманитарных и социальных наук, культуры и искусства и сферы обслуживания;

· издание и реализация научной, методической и учебной литературы, справочников, пособий и иных изданий, в том числе электронных, по направлениям деятельности института.

Вводный инструктаж. Инструктаж по технике безопасности на рабочем месте

Вводный инструктаж проводится со всеми работниками, временными или постоянными, независимо от их образования, стажа работы и должности, в том числе с работниками других организаций, прибывшими на предприятие и участвующими непосредственно в производственном процессе или выполняющими другие работы для предприятия, с учениками и студентами, проходящими на предприятии производственную практику или прибывшими на экскурсию. Вводный инструктаж проводит специалист службы охраны труда или специалист, на которого приказом возложены эти обязанности. Для проведения этого инструктажа как раз пригодится кабинет охраны труда или специально оборудованное помещение. Программа и продолжительность инструктажа утверждаются руководителем предприятия. Вопросы вводного инструктажа сформулированы таким образом, чтобы выполнить требования статьях ТК РФ в части информации, которую собственник обязан сообщить работнику при приеме на работу. О проведении вводного инструктажа инструктирующий и инструктируемый расписываются в журнале регистрации вводного инструктажа (приложение № 7 к Типовому положению об обучении по вопросам охраны труда). Учитывая необходимость выполнения требований статей ТК РФ, запись о прохождении инструктажа проставляется в документе о принятии работника на работу.

Сотрудников фирмы необходимо ознакомить с требованиями охраны труда и правилами техники безопасности на рабочем месте для предотвращения несчастных случаев и профессиональных заболеваний. Инструктаж на рабочем месте - обязательная процедура, которую должны проходить все без исключения сотрудники, в том числе руководители. Персонал должен освоить безопасные методы и приемы работ, уметь оказать первую помощь пострадавшим, твердо знать, какие действия на рабочих местах запрещены, правила безопасности.

Противопожарные мероприятия

На пожарную охрану (ПО) возлагаются следующие основные задачи по пожарной охране объектов магистральных нефтепроводов (МН): организация и осуществление профилактики пожаров, спасение людей и имущества при пожаре, организация и осуществление тушения пожаров и проведения аварийно-спасательных работ, связанных с пожарами.

Пожарная охрана состоит из службы пожарной охраны (СПО) и объектовых подразделений (пожарных команд), ДПД.

СПО и подразделения ПО в пределах своей компетенции на подведомственных объектах:

- организуют и проводят противопожарную пропаганду;

- участвуют в обучении персонала подведомственных объектов мерам пожарной безопасности и действиям при пожаре;

- организуют в установленном порядке обследования и проверки подведомственных объектов в целях надзора за соблюдением требований пожарной безопасности;

- осуществляют взаимодействие с ФПС, в том числе при проведении совместных обследований, пожарно-тактических учений, тушении пожаров;

- осуществляют контроль за устранением нарушений требований пожарной безопасности;

- контролируют выполнение требований пожарной безопасности при проведении пожароопасных работ;

- участвуют в разработке, испытаниях и внедрении на подведомственных объектах новых средств противопожарной защиты;

- контролируют работоспособность систем противопожарной защиты;

- взаимодействуют с проектными организациями и службами охраняемых объектов, а также с надзорными органами по вопросам пожарной безопасности;

- участвуют в работе пожарно-технических комиссий подведомственных объектов;

- разрабатывают планы (карточки) тушения пожаров, участвуют в подготовке планов ликвидаций аварий и аварийных ситуаций на охраняемых объектах;

- принимают непосредственное участие в тушении пожаров и проведении аварийно-спасательных работ, связанных с пожарами.

Меры оказания первой помощи

Первая помощь - это совокупность целесообразных мер по охране здоровья и жизни пострадавшего от травмы. Правильно оказанная первая помощь сокращает время специального лечения, способствует быстрейшему заживлению ран и часто является решающим моментом при спасении жизни пострадавшего.

Раны и ранения. Раны - нарушение целостности кожного покрова, слизистых оболочек, мягких тканей. Ранения - открытые повреждения тканей, органов. Для оказания первой помощи необходимо наложить салфетку и стерильную бинтовую повязку. Дать обезболивающее. Небольшие раны, ссадины обработать зеленкой или йодом и заклеить пластырем.

Кровотечения. При артериальном кровотечении необходимо наложить жгут выше раны, оставить записку с указанием времени наложения жгута, наложить на рану повязку. При венозном - наложить жгут ниже раны и также оставить аналогичную записку.

Электрические травмы. Прежде всего удалить пострадавшего от источника тока. Если это не удается, надеть резиновые перчатки, резиновую обувь и зацепив провод сухой веревкой, отбросить от пострадавшего. Сделать искусственное дыхание и массаж сердца. Дать нашатырь, при поражении кожи наложить мазевую повязку с антибиотиком.

Помощь при переохлаждении. Если пострадавший без сознания и не дышит, немедленно начните дыхание рот в рот. При остановке сердца делайте непрямой массаж сердца. Если дело происходит на улице, постарайтесь, чтобы он не лежал на холодной земле. Если вы находитесь в помещении, замените влажную одежду на сухую и теплую или укутайте пострадавшего одеялами. Если больной в сознании, дайте ему несколько глотков теплого сладкого питья, но ни в коем случае не алкоголя. Нельзя также погружать пострадавшего в горячую ванну, прикладывать к его телу грелки с горячей водой или одеяла с электрообогревом.

Нефтепроводы. Классификация трубопроводов

Трубопровод, предназначенный для перекачки нефти, называется нефтепроводом. Трубопроводы делятся на три группы:

- Внутренние нефтепроводы находятся внутри чего-либо: промыслов, нефтебаз нефтеперерабатывающих, заводов. 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 трубопроводов больше чем внутренних и достигает нескольких десятков и даже сотен километров.

- К магистральным трубопроводам относятся трубопроводы протяженностью свыше 50 километров и диаметром от219 до1220 мм включительно, предназначенные для транспортировки товарной нефти из районов добычи до мест потребления или перевалки на другой вид транспорта.

В зависимости от условного диаметра магистральные нефтепроводы подразделяются на четыре класса:

1 класс- от 1000 до 1200 мм включительно;

2 класс- от 500 до 1000 мм включительно;

3 класс- от 300 до 500 мм включительно;

4 класс- менее300 мм.

Нефтепроводы делят на категории, которые учитываются при расчете толщины стенки, выборе испытательного давления, а так же при определении доли монтажных сварных соединений, подлежащих контролю физическими методами.

Трубопровод, предназначенный для перекачки нефти называют нефтепроводом, а нефтепродуктов- нефтепрдуктопроводом.

Паспорт трубопровода

регистрационный N __________________________________

Наименование и адрес предприятия-владельца трубопровода

Назначение трубопровода ____________________________________

Рабочая среда ____________________________________________

Рабочие параметры среды: давление, МПа (кгс/см2) ____________

температура, °С ___________________________________________

Расчетный срок службы, лет* ___________________________

Расчетный ресурс, ч* ______________________

Расчетное число пусков*____________________________________

Перечень схем, чертежей, свидетельств и других документов на изготовление и монтаж трубопровода, представляемых при регистрации ___________________

Подпись главного инженера предприятия (владельца трубопровода)

"___"__________ 20__ г.

* Заполняется по данным проектной организации.

Лицо, ответственное за исправное состояние и безопасную

В паспорте пронумеровано ______ страниц и прошнуровано всего ____________

листов, в том числе чертежей (схем) на ______ листах _____________________________________

(должность регистрирующего лица и его подпись)

М.П.

"___"____________ 20__ г.

Технологические схемы

Участки нефтепровода имеют внутреннюю структуру, которая подробно представлена на принципиальной технологической схеме (описана ниже). Участок на укрупненной расчетной схеме имеет эквивалентные диаметр и длину, которые определяют то же гидравлическое сопротивление, что и реальный участок, состоящий из луппингов, перемычек, задвижек и т.п.

Принципиальная технологическая схема нефтепровода (ПТСН) содержит полную топологию участков нефтепровода (Рис.1 .); а именно, элементы, составляющие участки нефтепровода и связи между ними. ПТНС состоит из элементов: труба, задвижка и камера. Трубы имеют основные параметры: длина, диаметр. Основным параметром задвижки является состояние: открыта; закрыта. Основной характеристикой «камеры» является область попадающая в ее прямоугольник и наименование, по этому полю осуществляется связь с элементами «НПС» укрупненной расчетной схемы.

Рис 1 . Пример принципиальной технологической схемы нефтепровода.

Современные методы диагностики коррозионного состояния магистральных нефтепроводов

Успешная защита трубопроводных систем от коррозии может быть осуществлена при своевременном обнаружении коррозионных разрушений, определений их величины и выборе защитных мероприятий.

В процессе работы изменение технического состояния транспортной магистрали происходит под воздействием эксплуатационных факторов, одним из которых является коррозия внутренней и внешней поверхности труб. При электрохимической защите подземных трубопроводов требуется выполнять ряд измерений: разности потенциалов труба-земля; поляризационного потенциала на трубопроводе; величину коррозионной активности грунтов; состояние изоляционного покрытия. Перечисленные измерения позволяют оценить остаточный эксплуатационный ресурс труб с учетом эффекта старения металла.

как правило, первые коррозионные проявления обнаруживаются после шести лет эксплуатации. В связи с этим составляются годовые планы и графики профилактического обследования подземных нефтепроводов, в результате которого выявляются дефекты поверхности трубопровода и его изоляционного покрытия. Обнаруженные крупные дефекты устраняются.

При измерениях разности потенциалов между трубопроводами и землей используют, как правило, высокоомные показывающие, самопишущие и интегрирующие приборы (для зон блуждающих токов). Временные электроды сравнения устанавливают на минимальном расстоянии от трубопровода. Если электрод устанавливают на поверхности земли, то желательно поместить его над осью трубопровода. В качестве электрода сравнения используют медносульфатные неполяризующиеся электроды (МСЭ). Стальные электроды сравнения допускается применять только в зонах действия блуждающих токов при больших амплитудах колебаний измеряемых потенциалов. Средний равновесный электродный потенциал углеродистой стали в грунтах составляет (-0,45)ч(-0,55) В по МСЭ. Трубопроводы, пролежавшие много лет в грунте, отличаются по значению потенциала от вновь уложенных. Отклонения потенциала от среднего значения обычно не превышает 100ч200 мВ.

Поляризационный потенциал трубопровода можно измерить в специально оборудованном контрольно-измерительном пункте (КИП) с помощью МСЭ длительного действия с датчиком электрохимического потенциала. Поляризационный потенциал измеряют с помощью прерывателя тока и вольтметра.

Удельное электрическое сопротивление грунта определяется для выявления участков трассы прокладки трубопровода с высокой коррозионной активностью грунта, требующей от защиты от коррозии, а также для расчета катодной и протекторной защиты. Удельное электрическое сопротивление грунта по трассе трубопровода определяют с интервалами 100ч500 м. На действующей сети трубопроводов измерения проводят через каждые 100ч200 м. вдоль трассы на расстоянии 2ч4 м. от оси трубопровода. Определение выполняется измерителями сопротивления и потенциометрами В качестве электродом можно применять стальные стержни длиной 250 ч350 мм. и диаметром 15ч20 мм.

При измерении удельного электрического сопротивления грунта измерителями сопротивления расстояние между электродами принимаются одинаковыми и равными глубине прокладки подземного сооружения.

Компрессорные станции. Типы компрессорных станций

Как известно, все основные месторождения газа в России расположены на значительных расстояниях от крупных потребителей. Подача газа к ним осуществляется по магистральным трубопроводам (МГП) различного диаметра. При движении газа из-за разного рода гидравлических сопротивлений по длине трубопровода происходит падение его давления, что приводит к снижению пропускной способности трубопровода. Поэтому транспортировать газ на значительные расстояния и в достаточном количестве только за счет пластового давления нельзя. Для поддержания заданного расхода транспортируемого газа и обеспечения его оптимального давления устанавливают компрессорные станции (КС). Современная компрессорная станция - это сложное инженерное сооружение, обеспечивающее основные технологические процессы по подготовке и транспорту природного газа. КС - неотъемлемая и составная часть магистральных трубопроводов (МГП), обеспечивающая транспорт газа с помощью энергетического оборудования, установленного на КС. Она служит управляющим элементом в комплексе сооружений, входящих в МГП. Именно параметрами работы компрессорных станций определяется режим работы газопровода. Наличие КС позволяет регулировать режим работы газопровода при колебаниях потребления газа, максимально используя при этом аккумулирующую способность газопровода.

На магистральных газопроводах различают три основных типа КС:

Головные компрессорные станции устанавливают непосредственно после газового месторождения и предназначены они для поддержания необходимого давления технологического газа для дальнейшего его транспорта по МГП, когда в результате разработки газового месторождения пластовое давление в нем снижается.

Линейные КС устанавливают на магистральных газопроводах, как правило, через каждые 100-150 км. Назначением линейных КС является компремирование поступающего на станцию газа, с давления входа до давления выхода, обусловленного проектными данными, для обеспечению постоянного и заданного расхода газа по МГП.

Дожимные КС устанавливают на подземных хранилищах газа (ПХГ). Назначением дожимных компрессорных станций является подача газа в подземное хранилище от магистрального газопровода (в летний период времени) и отбор из ПХГ (в зимний период времени) для последующей подачи его в МГП или непосредственно потребителям газа. Отличительной особенностью дожимных компрессорных станций является высокая степень сжатия 2-4, улучшенная подготовка газа (осушители, сепараторы, пылеуловители), поступающего из подземного хранилища, с целью его очистки от механических примесей и влаги, выносимой с газом.

На газопроводах в качестве энергопривода компрессорных станций в основном эксплуатируются газомотокомпрессоры (ГМК) - поршневые компрессоры с приводом от поршневых двигателей внутреннего сгорания, работающих на газе, электродвигатели и газотурбинные установки различных схем и конструкций для привода центробежных нагнетателей природного газа. Используются, правда крайне редко, газоперекачивающие агрегаты, созданные на базе парогазового цикла, центробежные нагнетатели с приводом от паровых турбин и поршневые компрессоры с приводом от газовых турбин.

Вид привода на КС в основном определяется пропускной способностью газопровода. Для газопроводов небольшой пропускной способности ( менее 20-30 млн.м3/сут ) на КС целесообразно использовать поршневые газомотокомпрессоры, для газопроводов с пропускной способностью свыше 20-30 млн.м3/сут наиболее эффективными оказываются нагнетатели с приводом от газотурбинных установок или электродвигателей.

Технологическая схема КС и режимы работы оборудования

Типовая технологическая обвязка компрессорного цеха предназначена для обеспечения приема на станцию транспортируемого по газопроводу технологического газа, его очистки от механических примесей и капельной жидкости в специальных пылеуловителях и фильр-сепараторах, распределения потоков газа по газоперекачивающим агрегатам. Она также предназначена для оптимальной загрузки агрегатов, возможности охлаждения газа после компримирования перед подачей в скважины и транзитного прохода газа ,минуя КС.

Кроме того, технологическая обвязка КЦ должна обеспечивать возможность сброса газа в атмосферу из всех его технологических трубопроводов через специальные свечные краны.

К запорной арматуре технологической обвязки предъявляются следующие требования: она должна обеспечивать герметичное отключение отдельных участков газопровода, сосудов, аппаратов от технологических трубопроводов и длительное время сохранять герметичность, иметь высокую работоспособность, быть коррозионностойкой и взрывобезопасной. К запорной арматуре относят краны, задвижки, вентиля, обратные и предохранительные клапана и др.

Краном принято называть устройство, в котором подвижная деталь затвора, имея форму тела вращения с отверстием для прохода газа, вращаясь вокруг своей оси перпендикулярно газопроводу, перекрывает поток газа.
Различают охранные и агрегатные краны. Охранные краны предназначены для автоматического отключения КС от магистральных газопроводов в условиях возникновения аварийных ситуаций на КС. Агрегатные краны относятся непосредственно к обвязке ГПА и обеспечивают его подключение к технологическим трубопроводам станции.

К задвижкам относятся разного рода запорные устройства, в которых проходное сечение для газа перекрывается за счет поступательного перемещения затвора в направлении, перпендикулярном движению потока газа.

К обратным клапанам относят устройства, предназначенные для предотвращения обратного потока газа в трубопровод. Основным узлом обратного клапана является затвор, который пропускает газ в одном направлении и перекрывает его поток в другом.

Свечные задвижки служат для стравливания газа в атмосферу из технологических коммуникаций при остановке агрегатов.

К характерным особенностям работы запорной арматуры на МГП и КС относятся:

- высокое давление транспортируемого газа (до 7,5 МПа);

- относительно высокая температура газа на выходе КЦ (60-70 0С);

- наличие в составе газа механических примесей и компонентов, вызывающих коррозию металла и др.

Резервуарный парк

Нефтяные резервуары -- это емкости для хранения нефти и нефтепродуктов. В зависимости от материала, из которого сооружают резервуары, их подразделяют на металлические (стальные) и неметаллические.

Резервуары с конусной кровлей вместимостью 100--5000 м3 изготовляются из рулонных заготовок корпуса и днища или методом полистовой сборки. Настил покрытия монтируется и сваривается из отдельных листов непосредственно на резервуаре. Резервуары полистовой сборки применяются только в отдельных районах страны, куда по транспортным условиям затруднена доставка крупногабаритных рулонных заготовок. Резервуары вместимостью 2-5 тыс. м3, сооружаемые в районах со скоростным напором ветра 55 кгс/м2, внутри корпуса на уровне низа стропильных ферм имеют кольца жесткости. Корпус и днище резервуаров изготовляются из мартеновской спокойной стали. Резервуары со щитовыми покрытиями собираются из отдельных щитов. Щит перекрытия представляет собой каркас, к которому приварен настил.

В нефтяной промышленности чаще используют вертикальные стальные цилиндрические резервуары РВС. Которые состоят из: цилиндрического корпуса сваренного из стальных листов размером 1.5х6м толщиной 4-25мм., запорной и регулирующей арматуры, внутренней фурнитуры, дыхательных клапанов, замерных люков, системы КИПиА и других систем для безопасной эксплуатации РВС.

В СПД применяются РВС 5000, которые используются в системе ППД(подготовка подтоварной воды для закачки в систему ППД), РВС 10000 которые используются в системе УПН(подготовка хранение и учет нефти), а так же РВС 20000 используемые на ПСН(пункт сдачи нефти).На ПСН так же находится узел учета нефти который состоит из трех линий на этих линях установлены приборы контролирующие физические и химические свойства перекачиваемой нефти(влагомер ,ИФС расходомер, термометр).

Система подготовки и учета товарной продукции

Нефть, с месторождений компании СПД поступает по сборным коллекторам на УПН, затем нефть поступает во входные сепараторы V200м³ где происходит предварительный сброс воды, а так же отделение попутного газа затем нефть подается на печи где происходит нагрев нефти для лучшего разделения нефтяной эмульсии. Затем нефть подается на промежуточные сепараторы где также происходит отделение воды и газа, обезвоженная нефть с промежуточных сепараторов поступает в электродегидраторы (ЭДГ). В ЭДГ происходит окончательное отделение воды при помощи эл.тока. Отделившийся газ используется для собственных нужд(котельные ГТЭС печи).Отделившаяся вода поступает в систему ППД. После ЭДГ нефть поступает на концевые сепараторы, где происходит окончательная дегазация нефти. Затем нефть поступает в товарный парк, где происходит учет, а в дальнейшем откачка насосами на ПСН.

Системы сбора нефти, воды и газа на промыслах

Сбор и подготовка нефти и попутного газа на площадях месторождений, начинающиеся вблизи устья скважин и заканчивающиеся на установках подготовки нефти и газа, являются единой технологической системой. Существует много технологических схем по подготовке нефти, однако их следует рассматривать совместно с системами сбора нефти и газа.

Напорная система сбора

Напорная система сбора действует следующим образом. Из скважины нефть под давлением поступает на автоматическую групповую замерную установку, где поочередно замеряется дебит всех скважин, а затем вся нефть подается на участковую сепарационную установку. Дебит скважины замеряется жидкостным расходомером с предварительным отделением газа в циклонном сепараторе. После прохождения расходомера нефть и газ снова смешиваются и подаются на участковую сепарационную установку, где на сепараторе первой ступени при давлении 4--5 кгс/см² газ отделяется и подается на газоперерабатывающий завод. Нефть с пластовой водой и оставшимися растворенными газами насосами перекачивается на центральный сборный пункт, где проходит вторую ступень сепарации через концевые сепараторы и подается на установку комплексной подготовки или в сырьевые резервуары. Газ второй ступени сепарации компрессорной станцией направляется на газоперерабатывающий завод.

Данная напорная система сбора полностью герметизирована, что исключает потери газа и легких фракций нефти. Она позволяет производить подготовку нефти на центральном пункте нескольких месторождений, расположенных на расстоянии до 100 км. Однако длительный совместный транспорт нефти и воды может привести к созданию стойких эмульсий, и при высокой обводненности нефти могут увеличиться эксплуатационные расходы на транспорт. Тем не менее это одна из перспективных систем сбора нефти, которая широко применяется в настоящее время.

Технологические схемы по подготовке нефти, воды и газа

Существует сравнительно большое число технологических схем по подготовке нефти, газа и воды. Сами установки по подготовке могут размещаться в любом пункте системы сбора, начиная от скважины и кончая головными сооружениями магистральных нефтепроводов.

Рис 2. Напорная система сбора нефти, газа и воды:

1 - выкидные линии; 2 - гидроциклонные сепараторы; 3 - расходомеры жидкости;

4 -сборные напорные коллекторы; 5 -сепараторы первой ступени; 6 -

центробежные насосы; 7 - сепаратор второй ступени; 8 - сепаратор третьей

ступени; 9 -сырьевые резервуары; КС - компрессорная станция; ГПЗ -

газоперерабатывающий завод.

Целесообразность размещения установок подготовки нефти в том или ином пункте определяется в каждом конкретном случае технико-экономическим анализом возможных вариантов. Установлено, что наименьшие капитальные вложения и эксплуатационные затраты на подготовку нефти возможны при размещении установок в местах наибольшей концентрации нефти (сборные пункты, товарные парки, головные сооружения).

Оптимальной технологической схемой подготовки нефти к транспорту следует считать такую, которая при наименьших затратах в отведенное технологическое время позволяет получать нефть с допустимым содержанием воды, солей и с необходимой глубиной стабилизации.

В настоящее время проводят комплексную подготовку нефти в районах промыслов, поэтому на основных нефтяных месторождениях созданы комплексные установки по подготовке нефти, которые объединяют процессы обезвоживания, обессоливания и стабилизации.

На рис 3. приведена принципиальная технологическая схема установки комплексной теплохимической подготовки нефти.

Рис 3. Установка комплексной теплохимической подготовки нефти.

Нефть из скважины после групповых замерных установок по коллектору подается в концевую совмещенную сепарационную установку КССУ 2, в которую через смеситель 1 подается горячая вода из отстойника 6, содержащая отработанный деэмульгатор. Под действием тепла пластовой воды и остатков деэмульгатора, поступающих из отстойника 6 в КССУ 2, происходит частичное разделение эмульсии на нефть, воду и газ. Отделившаяся вода подается в нефтеловушки 20, а выделившийся газ поступает на газобензиновый завод. Нефть из КССУ 2 вместе с оставшейся водой насосом 3 прогоняется через теплообменники 4 и пароподогреватели 5, затем нагретая нефть поступает в отстойник 6 для окончательного отделения нефти от воды. Отделенная вода уносит с собой основное количество солей из нефти. Для более полного обессоливания нефть из отстойника 6 направляется на смешение с горячей пресной водой, которая подается насосом 17 с предварительным подогревом пароподогревателем 15 и обескислороживанием в емкости 16. После тщательного перемешивания пресной воды с нефтью, содержащей соли, эмульсия направляется в отстойник 7, где доводится до требуемой кондиции по содержанию солей. После обессоливания и отделения воды нефть при необходимости может быть направлена из отстойника 7 на дополнительное обессоливание и обезвоживание в электродегидратор 8, а если содержание воды и солей в пределах нормы, то нефть, минуя электродегидратор 8, подается прямо в вакуумный сепаратор 9. Вакуумные компрессоры 12 забирают из сепаратора 9 газ, из которого при прохождении холодильника 10 и гидроциклонного сепаратора 11 выделяется основное количество легких углеводородов. Конденсат из сепаратора 11 отправляется на газобензиновый завод, а газ направляется на специальные установки для полной деэтанизации. Перед теплообменником 4 в нефть вводится деэмульгатор, воздействующий на поверхностные свойства пограничных слоев двух фаз эмульсии. Деэмульгатор также вводится вместе с подачей пресной воды перед отстойником 7.

Дайной системой предусмотрена очистка сточных вод с последующей подачей их на нагнетательные скважины для закачки в пласт.

Система ППД

При разработке нефтяных и газовых месторождений значительные объемы воды расходуются на поддержание пластового давления что позволяет продлить период фонтанирования скважин и значительно увеличить коэффициенты нефтеотдачи. Для поддержания пластового давления в залежь можно нагнетать как природные так и сточные воды.

В компании СПД для закачки используют подтоварную воду, отделившуюся на УПН. Которая предварительно проходит систему очистки на очистных сооружениях, состоящих из нескольких РВС 5000.Так же используется и сеноманская вода , которая в свою очередь тоже проходит систему очистки и дегазации на установке сепарации, состоящей из шести сепараторов V100м³ .

Трубопроводы подразделяются

По назначению -нефтепроводы, газопроводы, нефтегазопроводы нефтегазоводопроводы, водопроводы.

По напору- напорные и безнапорные.

По рабочему давлению- высокого(6.4мПа и выше)

среднего(1.6мПа- 6.4мПа)

низкого(0.6-1.6мПа)

По способу прокладки- подземные наземные подводные.

По функции- от устья скважины: нефтяные, газовые, водяные, сборные коллектора.



Газопроводы высокого и низкого давления

Для систем газоснабжения городов и других населенных пунктов прокладывают газопроводы различного давления:

Низкого (до 0, 005 МПа) - в жилых домах и общественных зданиях, на предприятиях общественного питания, а также встроенных в общественные и жилые здания отопительных котельных и в предприятиях бытового обслуживания (прачечных, парикмахерских).

Среднего (от 0, 005 до 0, 3 МПа) - в сельскохозяйственных и коммунальных предприятиях, встроенных в здания.

Высокого II категории (до 0, 6 МПа) - в промышленных предприятиях, а также расположенных отдельно сельскохозяйственных и коммунальных предприятиях, котельных.

Высокого I категории (до 1, 2 МПа) - в промышленных предприятиях при технологической необходимости или технико-экономическом обосновании.

Для монтажа газопроводов используют стальные трубы. Вне территории населенных пунктов, а также в небольших поселках и селах с малой насыщенностью в качестве инженерных коммуникаций могут быть применены пластмассовые трубы.

Газорегуляторные пункты (ГРП) низкого давления, устанавливаемые на ответвлениях газопроводов среднего давления, понижают давление газа до 0, 005 МПа . ГРП работает следующим образом: газ из сети поступает по вводу в фильтр и далее в предохранительно- запорный клапан, который автоматически прерывает поступление газа при повышении давления на вводе выше или ниже предельных значений. Регулятор давления снижает давление до заданного значения, после чего газ проходит через пункт учета и выходит из ГРП к потребителям. Обводная линия обеспечивает подачу газа при ремонте оборудования. Гидрозатвор предохраняет от превышения в сети после регулятора.

Типы центробежных насосов

В регионе наибольшее применение получили центробежные насосы моноблочного исполнения, при котором рабочее колесо крепится на удлиненном валу, при этом каждая ступень выполнена в виде отдельной секции, а затем все ступени стягиваются длинными шпильками вместе с концевыми секциями, в которых расположены опоры.

Маркировка насосов: ЦНС 240-1900 ЦНС 180-1422 ЦНС 300-360

1900- давление развиваемое насосом.

240- производительность м³ ч.

В настоящее время подача насосов достигает 12500м³ч при напоре более 200м. Но ЦН имеют и некоторые недостатки: сильное снижение КПД при перекачке высоковязких нефтей и нефтепрдуктов , необходимость определенного подпора(20-100м), при снижении которого возникает кавитация.

Установки погружных центробежных насосов (УЭЦН) предназначены для откачки пластовой жидкости из нефтяных скважин и используется для форсирования отбора жидкости. Установки относятся к группе изделий II, виду I по ГОСТ 27.003-83. Для надежной работы насоса требуется его правильный подбор к данной скважине. При работе скважины постоянно меняются параметры плата, призабойной зоны пласта, свойства отбираемой жидкости: содержание воды, количество попутного газа, количество механических примесей, и как следствие, отсюда идет не доотбор жидкости или работа насоса вхолостую, что сокращает межремонтный период работы насоса. На данный момент делается упор на более надежное оборудование, для увеличения межремонтного периода, и как следствие из этого снижение затрат на подъем жидкости. Этого можно добиться, применяя центробежные УЭЦН вместо ШСН, так как центробежные насосы имеют большой межремонтный период. Установку УЭЦН можно применять при откачке жидкости, содержащих газ, песок, и коррозионо-активные элементы.

Нефтебазы, оборудование для учета и хранения нефтепродуктов

Нефтебаза - это комплекс зданий, сооружений и устройств для приёма, хранения, перегрузки с одного вида транспорта на другой и отпуска нефти и нефтепродуктов. Различают перевалочные, призаводские и распределительные нефтебазы. Перевалочные нефтебазы предназначены для перегрузки с одного вида транспорта на другой или на тот же вид транспорта: из морских танкеров и барж в речные, из ж.-д. маршрутов в отдельные цистерны и т.п. Призаводские нефтебазы бывают сырьевые (приём, хранение сырья, подлежащего переработке, подготовка его к переработке) и товарные (приём нефтепродуктов с установок, хранение нефтепродуктов и отгрузка). Сырьевые и товарные нефтебазы объединяются в одно хозяйство, располагаемое на территории, общей с заводом, или в непосредственной близости от него. Распределительные нефтебазы снабжают непосредственно предприятия, а также отпускают нефтепродукты в мелкой таре. Нефтебазы этого типа имеют ограниченный район действия, ёмкость резервуарного парка их сравнительно небольшая. Многие нефтебазы одновременно выполняют смешанные функции -- перевалочных, заводских и распределительных.

К основным операциям относится: прием, хранение, отпуск, замер и учет нефтепродуктов, эксплуатация всего технологического оборудования нефтебаз и оформление товаро-транспортной документации.

Основным оборудованием для хранения нефтепродуктов на нефтебазах являются стальные резервуары, различных конструкций, оборудованных запорной и регулирующей арматурой ,системой КИПиА, дыхательными клапанами, а так же другим оборудованием для безопасной работы резервуара. Резервуары могут быть одиночными или размещаться группами. Резервуары вместимостью 10 тыс.м³ и более следует располагать в группе в один или два ряда.



Наливные и сливные эстакады нефтебаз

В зависимости от назначения различают эстакады только для налива и слива нефтепродуктов. Оборудование эстакад зависит от сортности нефтепродуктов, для которых они предназначены. Эстакады, служащие для слива и налива светлых нефтепродуктов, устройствами для подогрева нефтепродуктов не оборудуются. Слив и налив светлых нефтепродуктов ведутся через закрытые коллекторы и стояки. Эстакады предназначенные для слива темных высоковязких нефтепродуктов, как правило, оборудуются паропроводами для подачи пара к разогревательным устройствам. На эстакадах помимо трубопроводных коммуникаций, устанавливают подъемные устройства для подъема и спуска наливных устройств, подогревателей, переходных мостиков. Сливо-наливные эстакады располагаются только на прямых участках железнодорожных путей и могут оборудоваться сливо- наливными, устройствами как с одной так и с двух строн.

Товарный склад и АЗС

Складские здания для хранения нефтепродуктов в таре следует предусматривать: для легковоспламеняющихся нефтепродуктов - одноэтажными; для горючих нефтепродуктов - не более трех этажей при степени огнестойкости здания I и II; двух этажей - при степени огнестойкости здания III а.

Для хранения горючих нефтепродуктов в таре и дизтоплива допускается применять одноэтажные подземные сооружения. При хранении на закрытом складе легковоспламеняющихся нефтепродуктов не допускается хранение других веществ, которые могут образовывать с ними взрывоопасные смеси.

Складские помещения для хранения нефтепродуктов в таре допускается объединять в одном здании с разливочными и расфасовочными, а также с насосными и другими помещениями. Складские помещения должны быть отделены от других помещений противопожарными перегородками. Дверные проемы складских помещений для хранения нефтепродуктов в таре должны иметь размеры, обеспечивающие проезд средств механизации шириной не менее 2,1 м и высотой не менее 2,4 м.
Двери рекомендуется предусматривать самозакрывающимися. В дверных проемах следует предусматривать пороги (с пандусами) высотой 0,15 м.

Полы в складских зданиях для хранения нефтепродуктов в таре должны быть из несгораемых и невпитывающих нефтепродукты материалов, а для хранения легковоспламеняющихся нефтепродуктов - из неискрящих материалов. Поверхность пола должна быть гладкой с уклоном для стока жидкости к приямкам.

При механизированной укладке тары в складских зданиях и на открытых площадках для хранения нефтепродуктов в емкостях следует предусматривать: высоту стеллажей или штабелей поддонов не более 5,5 м;

размещение тары на каждом ярусе стеллажа в один ряд по высоте и в два ряда по ширине; ширину штабеля исходя из условия размещения не более четырех поддонов; ширину проездов между стеллажами и штабелями в зависимости от габаритов применяемых средств механизации, но не менее 1,4 м; проходы между стеллажами и штабелями шириной 1 м; расстояние от верха бочек до потолка не менее 1 м; расстояние от стены до штабеля 0,8 м.

При хранении нефтепродуктов в таре на открытых площадках должны быть соблюдены следующие условия: количество штабелей тары - не более шести; размеры штабеля - не более: длина 25 м, ширина 15 м, высота 5,5 м;

укладка тары и поддонов в штабеле - в два ряда; расстояние между штабелями на площадке - 5 м, а между штабелями соседних площадок - 15 м.

На площадках (открытых и под навесом) для хранения нефтепродуктов в таре по периметру должно предусматриваться замкнутое обвалование или ограждающая стенка из негорючих материалов высотой 0,5 м. В местах прохода или проезда на площадку должны предусматриваться пандусы.

Погрузку, разгрузку, укладку и транспортировку заполненной тары рекомендуется механизировать. Там, где механизация отсутствует, скатывать и накатывать бочки на транспортные средства следует по деревянным накатам, снабженным на концах металлическими полукольцевыми захватами.

Во избежание раскатывания бочек, установленных на стеллажах и транспортных средствах, крайние бочки каждого ряда необходимо укреплять подкладками. Скатывание и накатывание бочек по накатам должны производить двое работников. Находиться между накатами запрещается. При перекатывании бочек по ровной поверхности работники должны находиться позади этих бочек. Укладка бочек, заполненных нефтепродуктами с температурой вспышки паров 28°C и ниже, допускается только в один ряд, укладка бочек с прочими нефтепродуктами - не более чем в два ряда.

Бочки с нефтепродуктами следует укладывать пробками вверх. На пробки металлической тары должны быть установлены прокладки. Открывать и закрывать пробки необходимо с помощью специальных ключей. Применять молотки и зубила для открывания пробок запрещается.

В тарных хранилищах запрещается переливать и затаривать нефтепродукты в мелкую тару, а также хранить укупорочный материал, порожнюю тару и другие предметы.

Легковоспламеняющиеся нефтепродукты разрешается хранить в тарных складах только в металлической таре.

На участках отпуска нефтепродуктов должны быть предусмотрены запас песка и средств для ликвидации случайных разливов нефтепродуктов и зачистки загрязненных мест.

При наличии течи из тары или разлива нефтепродукта эксплуатация склада должна быть приостановлена до полной уборки нефтепродукта и снижения загазованности до ПДК. Неисправная тара должна быть освобождена от нефтепродукта и пропарена.

АЗС - предприятие, напрямую работающее с горючесмазочными материалами. Очевидно, что в процессе работы с ними необходимо иметь представление об основных возможных опасностях, таких как пожары, взрывы и т.д. нефтепровод магистральный компрессорный станция

Температура вспышки - наименьшая температура горючего вещества, при которой в условиях специальных испытаний над его поверхностью образуются пары или газы способные вспыхивать в воздухе от внешнего источника зажигания; устойчивого горения вещества при этом не возникает.

Температура воспламенения - наименьшая температура горючего вещества, при которой оно выделяет горючие пары или газы с такой скоростью, что после воспламенения их от внешнего источника зажигания вещество устойчиво горит. Температура самовоспламенения - наименьшая температура горючего вещества, при которой происходит резкое увеличение скорости экзотермической реакции, приводящее к возникновению пламенного горения. Горение - это сложный химический процесс, основой которого является быстро протекающая химическая реакция окисления, сопровождающаяся выделением большого количества тепла и света. Горение лежит в основе всех взрывов и пожаров. Скорость горения зависит от наличия горючего вещества и окислителя (кислорода воздуха), их определенной температуры и агрегатного состояния.

На автозаправочной станции производится прием светлых нефтепродуктов из бензовозов в подземные резервуары. Заправка автотранспортной техники и выдача нефтепродуктов в мелкую тару осуществляется через топливораздаточные колонки (ТРК) типа “Gilbarko”. Прием дизельного топлива и бензина в подземные резервуары производится самотеком или насосом из бензовозов через сливные фильтры, установленные на сливных трубопроводах. Заправка автомобильного транспорта топливом производится через топли-вораздаточные колонки оператором, управление заправкой осуществляется старшим оператором с пульта управления операторной.

Условия хранения : - в подземных резервуарах при нормальном атмосферном давлении и температуре не более +15°С.

Условия эксплуатации АЗС : в холодное время года при температуре в среднем -10°С; в теплое время года - +30°С, максимально - +41°С.

Количество подземных резервуаров : -для бензина - 5шт. вместимостью по 25м ³ каждая, -для дизтоплива - 1шт. вместимостью 25м ³ .

Количество топливо-раздаточных колонок - Зшт.

Загорание нефтепродуктов всегда начинается со вспышки или взрыва паров с воздухом.

Первоначальная вспышка паров переходит в воспламенение нефтепродуктов и создает условия для полного его сгорания.

По сравнению с бензином дизельное топливо испаряется значительно медленнее. Тем не менее взрыв смеси паров дизельного топлива с воздухом не уступает силе взрыва паро-воздушной смеси бензина.

Машины и оборудование для строительства трубопрводов

Трубопроводный транспорт является самым эффективным видом транспорта жидких и газообразных продуктов. Для строительства магистрального трубопровода ,хотя бы его линейной части надо выполнить весьма обширный оббьем самых разнообразных работ, таких как:

· Расчистка и планировка трасс развозка и сварка труб в нитку;

· Отрытие траншеи;

· Очистка и изоляция труб;

· Опуск труб в траншею;

· Засыпка траншеи;

· Испытание трубопровода на прочность и герметичность;

· Устройство электрозащиты трубопровода от коррозии;

· Устройство линий связи и т.д;

На строительстве магистральных трубопроводов используется большое количество техники (экскаваторы бульдозеры краны),а так же несколько десятков спецмашин и механизмов (трубоукладчики траншейные экскаваторы трубогибочные станки). К этим машинам предъявляются повышенные технико-эксплуатационные требования, т.к трубопроводы прокладываются во всех климатических зонах страны ,при температурах окружающего воздуха от +50до-50 градусов.

Охрана окружающей среды, оборудование фирмы «Vikoma», ЕРСО

Проблему охраны природы невозможно решить в отрыве от целого ряда вопросов, связанных с функционированием экономического механизма природопользования.

Главной целью управления должно быть развитие экономики при уменьшении потребления и использования ресурсов окружающей среды. При этом необходимо добиваться ограничения отрицательного воздействия производства на окружающую среду и, если возможно, улучшения состояния окружающей среды.

При бурении скважин производятся следующие мероприятия:

-внедрение кустового способа строительства скважин с целью сокращения занятия сельскохозяйственных земель; -сохранение плодородного слоя почвы, рекультивация временно отведенных земель после окончания бурения; -организация учета земель; -очистка и повторное использование буровых растворов; -изоляция поглощающих и пресноводных горизонтов для исключения их загрязнений;-применение нетоксичных реагентов для приготовления промывочных жидкостей;-применение соответствующих типов промывочных жидкостей для предотвращения нефтегазопроявлений;-цементирование скважин до устья для исключения загрязнения пресноводных горизонтов;-ликвидация буровых отходов и горюче-смазочных материалов без нанесения ущерба природе;-обеспечение цехов и подразделений УБР схемами подъездов к буровым, строительства ЛЭП и водоводов;-осуществление инструктажа водителей всех транспортных средств и спецтехники о маршрутах проезда к объектам и о недопустимости заезда на сельскохозяйственные угодья.

При добыче, подготовке и транспортировке нефти и газа осуществляются следующие мероприятия:очистка и повторное использование нефтепромысловых сточных вод в системе поддержания пластового давления (ППД) нефтяных и газовых месторождений; строительство мощностей по очистке и утилизации сточных вод; рганизация предварительного сброса попутной воды на месторождениях; защита трубопроводов и оборудования от коррозии, подбор и применение ингибиторов и бактерицидов; регулярный контроль за техническим состоянием и герметичностью фонда скважин, трубопроводов и оборудования, своевременное обнаружение и ликвидация утечек; всемерное сокращение расхода пресной воды; сбор и утилизация попутного нефтяного газа; использование сточных вод сторонних предприятий для заводнения продуктивных пластов; ремонт и замена старых трубопроводов и оборудования нефтяных и нагнетательных скважин; контроль за качеством строительства трубопроводов; разработка мер по защите окружающей среды при ремонтных и восстановительных работах на скважинах; охрана земельных ресурсов, восстановление земель после загрязнения; ликвидация нефтяного шлама без нанесения ущерба окружающей среде и т.д.

Для сбора и откачки нефти применяется оборудование фирмы «Vikoma». нефтесборщики-скиммеры разной конструкции с различными принципами сбора нефти, включая вакуумный, “экскаваторный”, налипания, которые обеспечивают сбор нефти разной вязкости в разных погодных и климатических условиях.

Для утилизации нефтезагрязненных грунтов и жидкостей применяется комплекс фирмы ЕРСО представляющий комплекс различного оборудования и сооружений. Этот комплекс предназначен для снижения степени нефтезагрязнения почв и грунтов. Система может применяться для отмывания песка, гравия, глины и бурового шлама. Конструкция системы характеризуется применением стандартного нефтепромыслового оборудования; защитой от попадания крупных частиц и растительности; взрывобезопасными электрическим оборудованием; модифицированным устройством для противоточной промывки, предназна-ченным для предварительного удаления крупных частиц.



Список используемой литературы

1. Альтернативные энергоносители . Голицын М.В., Голицын А.М., Пронина Н.М .- М.: Наука, 2004.

2. Байков Н.М. Сбор, транспорт и подготовка нефти. Изд. Бизнес -Екб., 2007.

3. Нефтегазопромысловая геология под ред. Иванова М.М.; Чоловский И.П.; Брагина Ю.И. Сп-б.: Недра-Бизнесцентр, 2000.

4. Очистка и разделение нефтяного сырья, производство товарных нефтепродуктов. Под ред. А. А. Гуреева и Б. И. Бондаренко. - 6-е изд., пер. и доп. - М.: Химия.

5. Процессы и аппараты нефтегазопереработки и нефтехимии. Учебник. Скобло А.И.

6. РД 08.60.00 - КТН - 016 - 05.(ОАО «Сибнефтепровод»).

...