Отчёт по производственной практике. Отчет по производственной практике гр 68-01 Ульдияров Александр. Отчет по учебноознакомительной практике Транспорт и хранение нефти и газа
 Скачать 0.51 Mb.
|
|
Министерство образования и науки РТ Альметьевский государственный нефтяной институт Кафедра транспорта и хранения нефти и газа ОТЧЕТ по учебно-ознакомительной практике «Транспорт и хранение нефти и газа» Выполнил: Проверил:. Альметьевск 2009 Содержание Введение……………………………………………………………………………...3 1. Управление «Татнефтегазпереработка» ОАО «Татнефть»……….…………....4 2. Переработка газов. Исходное сырье и продукты переработки газов …………6 3. Основные объекты газоперерабатывающих заводов…………………………...6 4. Современные способы транспортировки нефти, нефтепродуктов и газа……..8 - железнодорожный…………………………………………………………....9 - водный……………………………………………………………………....10 - трубопроводный……………………………………………………………11 5. Классификация нефтепроводов………………………………………………...12 6. Основные объекты и сооружения магистрального нефтепровода…………...13 7. Трубы для магистральных нефтепроводов…………………………………….18 8. Трубопроводная арматура………………………………………………………19 9. Насосно-силовое оборудование………………………….……………………..20 10. Основные объекты и сооружения магистрального газопровода…………....22 11. Газоперекачивающие агрегаты………………………………………………..26 12. Аппараты для охлаждения газа………………………………………………..27 13. Особенности трубопроводного транспорта сжиженных газов……………...28 14. Газораспределительные сети…………………………………………………..31 15. Газорегуляторные пункты……………………………………………………..33 Заключение……………………………………………………………………….....34 Список использованной литературы……………………………………………...35 Введение Нефть и газ, на сегодняшний день, - это один из важнейших видов энергетического сырья и наша специальность включает обслуживание и сооружение комплексов для дальнейшего развития этой отрасли. Прежде чем приступить к перекачке нефти к потребителям, ее необходимо: обнаружить, пробурить и исследовать скважину; добыть; переработать. 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. Учебно-ознакомительная практика проводится для наглядного ознакомления с будущей специальностью. Мы посетили управление «Татнефтегазпереработка» ОАО «Татнефть». 1. Управление «Татнефтегазпереработка» ОАО «Татнефть». Открытое акционерное общество «Минибаевский газоперерабатывающий завод», созданное в 1994 году в порядке преобразования государственного предприятия, является важнейшим связующим звеном в едином промышленном нефтедобывающем и нефтехимическом комплексе Республики Татарстан и Российской Федерации. Основными потребителями углеводородной продукции ОАО «МГПЗ» являются нефтехимические предприятия Республики Татарстан и Российской Федерации. Номенклатура вырабатываемой заводом продукции насчитывает более десяти позиций: этановая, пропановая и изобутановая фракции, фракция нормального бутана, стабильный газовый бензин, техническая сера, газообразные азот и кислород, и многие другие. В целях дальнейшего расширения номенклатуры выпускаемой продукции, ОАО «МГПЗ» совместно с ДООО «Татнефть-Нефтехим» и ПИ «Союзхимпроект» КГТУ на основе инвестиций ОАО «Татнефть» выполнили комплекс опытно-конструкторских и проектных работ по организации производства молотой серы для нужд шинной промышленности и сельского хозяйства. Перспективными планами развития предприятия предусматривается дальнейшее расширение сырьевой баз и размещения на промплощадке завода новых производств с учетом переориентации существующих незагруженных мощностей и максимальным использованием сложившейся инфраструктуры. Производственная структура завода включает в себя 2 основных цеха по эксплуатации технологических установок компримирования, очистки и осушки нефтяного газа, сероочистки, низкотемпературной конденсации и ректификации, газофракционирования.  Вспомогательные производства включают в себя 12 цехов и участков: пароснабжения, водоснабжения, цех КИП и А, электроцех, автотранспортный цех, центральную заводскую лабораторию, цех по ремонту и обслуживанию технологического оборудования, участок по производству и реализации кислорода и газонефтепродуктов, газоспасательную службу и другие подразделения. 2. Переработка газов Исходное сырье и продукты переработки газов Легкие углеводороды содержатся в природных горючих газах (чисто газовых, нефтяных и газоконденсатных месторождений), а также в газах, получаемых при переработке нефти. Природные горючие газы состоят в основном из смеси парафиновых углеводородов. Кроме того, в их состав могут входить азот, углекислый газ, пары воды, сероводород, гелий. Природные горючие газы перерабатывают на газоперерабатывающих заводах, которые строят вблизи крупных нефтяных и газовых месторождений. Предварительно газы очищают от мехпримесей (частиц пыли, песка, окалины и т.д.), осушают и очищают от сероводорода и углекислого газа. Продуктами первичной переработки природных горючих газов являются газовый бензин, сжиженные и сухие газы, технические углеводороды: этан, пропан, бутаны, пентаны. Газы, получаемые при первичной и вторичной (особенно там, где используют термокаталитические процессы) переработке нефти, кроме предельных парафиновых углеводородов содержат и непредельные - олефины. Этим они отличаются от природных горючих газов. 3. Основные объекты газоперерабатывающих заводов На газоперерабатывающих заводах (ГПЗ) с полным (законченным) технологическим циклом применяют пять основных технологических процессов: 1) прием, замер и подготовка (очистка, осушка и т.д.) газа к переработке; 2) компримирование газа до давления, необходимого для переработки; 3) отбензинивание газа, т.е. извлечение из него нестабильного газового бензина; 4) разделение нестабильного бензина на газовый бензин и индивидуальные технически чистые углеводороды (пропан, бутаны, пентаны, н-гексан); 5) хранение и отгрузка жидкой продукции завода. Газоперерабатывающее производство может быть организовано не только как ГПЗ, но и как газоотбензинивающая установка в составе нефтегазодобывающего управления (НГДУ) или нефтеперерабатывающего завода (НПЗ). Это делается когда количество исходного сырья невелико. Принципиальная технологическая схема ГПЗ приведена на рис.1.  Рис.1. Принципиальная технологическая схема ГПЗ: 1-узел замера количества газа; 2-установка очистки газа; 3-компрессорная станция; 4-отбензинивающие установки; 5-компрессорная станция 2-й ступени; 6-газофракционирующие установки; 7-товарный парк; 8-пункт отгрузки жидкой продукции. I-пункт приема газа; II-сухой газ потребителям; III-жидкая продукция потребителям. Газ поступает на пункт приема под давлением 0,15...6,35 МПа. Здесь сначала производят замер его количества, а затем направляют в приемные сепараторы, где от газа отделяют механические примеси (песок, пыль, продукты коррозии газопроводов) и капельную влагу. Далее газ поступает на установку очистки газа 2, где от него отделяют сероводород и углекислый газ. Компрессорная станция 1-й ступени 3 предназначена для перекачки сырьевого («сырого») газа. Сжатие осуществляется в одну, две или три ступени газомоторными компрессорами (10 ГК, 10 ГКМ, 10 ГКН) или центробежными нагнетателями (К-380, К-980). На отбензинивающих установках 4 сырьевой газ разделяют на нестабильный газовый бензин, отбензиненный газ и сбросной газ. Нестабильный бензин направляют на газофракционирующие установки 6. Отбензиненный («сухой») газ компрессорной станцией второй ступени 5 закачивается в магистральный газопровод или реализуется местным потребителям. Сбросной газ используют для топливных нужд котельной и трубчатых печей. Газофракционирующие установки 6 предназначены для разделения нестабильного бензина на газовый (стабильный) бензин и индивидуальные технически чистые углеводороды: этан, пропан, бутаны, пентаны и н-гексан. Получаемые продукты газоразделения откачивают в товарный парк 7, откуда впоследствии производится их отгрузка железнодорожным транспортом или по трубопроводам. 4. Современные способы транспортирования нефти, нефтепродуктов и газа. Развитие народного хозяйства связано со значительным ростом потребления нефти, нефтепродуктов и газа. Промышленность, транспорт и сельское хозяйство потребляют свыше 200 сортов нефтепродуктов в виде горючего и смазочных масел. Газ используют в металлургии, на электростанциях и в других областях как наиболее дешевый вид топлива. Бесперебойная работа всех отраслей народного хозяйства зависит от своевременной поставки нефтепродуктов. Доставка и распределение нефтепродуктов осуществляется трубопроводным, водным, железнодорожным и автомобильным транспортом, а также сетью нефтебаз, газохранилищ, бензогазораздаточных станций. Каждый вид транспорта используется в зависимости от развития соответствующих транспортных путей, от объема перевозок, характера нефтегрузов, от расположения нефтепромыслов, нефтеперерабатывающих заводов, нефтебаз и основных потребителей. При этом во всех случаях выбора вида транспорта преследуется цель: при минимальных затратах сократить сроки доставки и полностью исключить нерациональные перевозки. При выборе вида транспорта во внимание принимаются как недостатки, так и преимущества данного вида. Известно, что удельные затраты тем меньше, чем больше мощность транспортной магистрали. Однако нельзя пренебрегать и такими факторами, как сезонность работы и расстояние перевозки. В настоящее время для транспортирования энергоносителей используют железнодорожный, водный, автомобильный и трубопроводный транспорт. Железнодорожный транспорт Транспортирование энергоносителей по железной дороге производится в специальных цистернах или в крытых вагонах в таре. Различают следующие виды цистерн. Цистерны специального назначения в основном предназначены для перевозки высоковязких и высокопарафинистых нефтей и нефтепродуктов. Цистерны с паровой рубашкой отличаются от обычных тем, что нижняя часть у них снабжена системой парового подогрева с площадью поверхности нагрева около 40 мг. Цистерны-термосы предназначены для перевозки подогретых высоковязких нефтепродуктов; они покрыты тепловой изоляцией, а внутри котла у них установлен стационарный трубчатый подогреватель с поверхностью нагрева 34 м2. Цистерны для сжиженных газов рассчитаны на повышенное давление (для пропана - 2 МПа, для бутана - 8 МПа). Достоинствами железнодорожного транспорта являются: 1) возможность круглогодичного осуществления перевозок; 2) в одном составе (маршруте) могут одновременно перевозиться различные грузы; 3) нефть и нефтепродукты могут быть доставлены в любой пункт страны, имеющий железнодорожное сообщение; 4) скорость доставки грузов по железной дороге примерно в 2 раза выше, чем речным транспортом. К недостаткам железнодорожного транспорта относятся: 1) высокая стоимость прокладки железных дорог; 2) увеличение загрузки существующих железных дорог и как следствие - возможные перебои в перевозке других массовых грузов; 3) холостой пробег цистерн от потребителей нефтегрузов к их производителям. Водный транспорт Для перевозки нефтегрузов используются сухогрузные и наливные суда. Сухогрузными судами груз перевозится непосредственно на палубе (в основном, в бочках). Нефтеналивные суда перевозят нефть и нефтепродукты в трюмах, а также в танках (баках), размещенных на палубе. Различают следующие типы нефтеналивных судов: 1) танкеры морские и речные; 2) баржи морские (лихтеры) и речные. В настоящее время в нашей стране разработан проект подводного танкера-ледокола, способного перевозить до 12 тыс. т нефтепродуктов за рейс. Достоинствами водного транспорта являются: 1) относительная дешевизна перевозок; 2) неограниченная пропускная способность водных путей (особенно морских); 3) возможность завоза нефтепродуктов в отдаленные районы страны, не связанные железной дорогой с НПЗ. К недостаткам водного транспорта относятся: 1) сезонность перевозок по речным и частично морским путям, что вызывает необходимость создавать большие запасы нефтегрузов; 2) медленное продвижение грузов (особенно вверх по течению рек); 3) невозможность полностью использовать тоннаж судов при необходимости переброски специальных нефтепродуктов в небольших количествах; 4) порожние рейсы судов в обратном направлении. Трубопроводный транспорт В зависимости от вида транспортируемого продукта различают следующие типы узкоспециализированных трубопроводных систем: нефтепроводы, нефтепродуктопроводы, газопроводы и трубопроводы для транспортирования нетрадиционных грузов. Независимо от того, что транспортируется по трубам, все узкоспециализированные системы состоят из одних и тех же элементов: -подводящих трубопроводов; -головной и промежуточных перекачивающих станций; -линейных сооружений; -конечного пункта. Основными достоинствами трубопроводного транспорта являются: возможность прокладки трубопровода в любом направлении и на любое расстояние – это кратчайший путь между начальным и конечным пунктами; бесперебойность работы и соответственно гарантированное снабжение потребителей, независимо от погоды, времени года и суток; наибольшая степень автоматизации; высокая надежность и простота в эксплуатации; разгрузка традиционных видов транспорта. К недостаткам трубопроводного транспорта относятся: большие первоначальные затраты на сооружение магистрального трубопровода, что делает целесообразным применение трубопроводов только при больших, стабильных грузопотоках; определение ограничения на количество сортов энергоносителей, транспортируемых по одному трубопроводу; «жесткость» трассы трубопровода, вследствие чего для организации снабжения энергоносителями новых потребителей нужны дополнительные капиталовложения. 5. Классификация нефтепроводов Трубопровод, предназначенный для перекачки нефтей, называется нефтепроводом. По назначению нефтепроводы делятся на три группы: внутренние, местные и магистральные. Внутренние нефтепроводы находятся внутри чего-либо: промыслов (внутрипромысловые), нефтебаз (внутрибазовые), нефтеперерабатывающих заводов (внутризаводские). Протяженность их невелика. Местные нефтепроводы соединяют различные элементы транспортной цепочки: нефтепромысел и головную станцию магистрального нефтепровода, нефтепромысел и пункт налива железнодорожных цистерн, либо судов. Протяженность местных нефтепроводов больше, чем внутренних и достигает нескольких десятков и даже сотен километров. К магистральным нефтепроводам (МНП) относятся трубопроводы протяженностью свыше 50 км и диаметром от 219 до 1220 мм включительно, предназначенные для транспортировки товарной нефти из районов добычи до мест потребления или перевалки на другой вид транспорта. В зависимости от диаметра магистральные нефтепроводы подразделяются на четыре класса: I класс – при условном диаметре от 1000 до 1200 мм включительно; II класс – от 500 до 1000 мм включительно; III класс – от 300 до 500 мм включительно; IV класс – менее 300 мм. Кроме того, нефтепроводы делят на категории, которые учитываются при расчете толщины стенки, выборе испытательного давления, а также при определении доли монтажных сварных соединений, подлежащих контролю физическими лицами. Обычно нефтепроводы диаметром менее 700 мм относятся к IV категории, а диаметром 700 мм и более – к III-ей. Однако отдельные участки нефтепровода, проложенные в особых условиях, могут иметь и более высокую категорию (I, II,B). Так, переходы нефтепроводов через водные преграды имеют категорию В и I, переходы через болота различных типов – B, II и III, переходы под автомобильными и железными дорогами – I и III и т.д. Поэтому толщина стенки магистрального нефтепроводов неодинакова по длине. 6. Основные объекты и сооружения магистрального нефтепровода Магистральный нефтепровод, в общем случае, состоит из след. комплексов сооружений (Рис.2.): - подводящие трубопроводы; - головная и промежуточные нефтеперекачивающие станции (НПС); - конечный пункт; - линейные сооружения.  Рис.2. Состав сооружения магистрального нефтепровода: 1-подводящий трубопровод; 2-головная нефтеперекачивающая станция; 3-промежуточная нефтеперекачивающая станция; 4-конечный пункт; 5-линейная часть; 6-линейная задвижка; 7-дюкер; 8-надземный переход; 9-переход под автодорогой; 10-переход под железной дорогой; 11-станция катодной защиты; 12-дренажная установка; 13-доля обходчика; 14-линия связи; 15-вертолетная площадка; 16-вдольтрассовая дорога. Подводящие трубопроводы связывают источники нефти с головными сооружениями МНП. Головная НПС предназначена для приема нефтей с промыслов, смешения или разделения их по сортам, учета нефти и ее закачки из резервуаров в трубопровод. Принципиальная технологическая схема головной НПС приведена на Рис.3. Она включает подпорную насосную 1, площадку фильтром и счетчиков 2, магистральную насосную 3, площадку регуляторов давления 4, площадку пуска скребков 5 и резервуарный парк 6. Нефть с промысла направляется на площадку 2, где сначала очищается в фильтрах-грязеуловителях от посторонних предметов, а затем проходит через турбинные расходометры, служащие для оперативного контроля за ее количеством. Далее она направляется в резервуарный парк 6, где производится ее отстаивание от воды и мехпримесей, а также осуществляется коммерческий учет. Для закачки нефти в трубопровод используется подпорная 1 и магистральная 3 насосные. По пути нефть проходит через площадку фильтров и счетчиков 2 (с целью оперативного учета), а также площадку регуляторов давления 4 (с целью установления в магистральном нефтепроводе требуемого расхода). Площадка 5 служит для запуска в нефтепровод очистных устройств-скребков. Головная НПС располагается вблизи нефтепромыслов. Промежуточные НПС служат для восполнения энергии, затраченной потоком на преодоление сил трения, с целью обеспечения дальнейшей перекачки нефти. Промежуточные НПС размещают по трассе трубопровода согласно гидравлическому расчету (через каждые 50…200 км). Принципиальная технологическая схема промежуточной НПС приведена на Рис.4. Она включает магистральную насосную 1, площадку регулятора давления, площадку пуска и приема скребков 3, а также площадку с фильтрами-грязеуловителями 4. Нефть, поступая из магистрального трубопровода, сначала проходит через фильтры-грязеуловители, затем приобретает в насосах энергию, необходимую для дальнейшей перекачки, и после регулирования давления на площадке 2 заканчивается в следующий участок магистрального нефтепровода. Конечным пунктом магистрального нефтепровода обычно является нефтеперерабатывающий завод или крупная перевалочная нефтебаза. На магистральных нефтепроводах большой протяженности организуются эксплуатационные участки длиной от 400 до 600 км. Граница между эксплуатационными участками обязательно проходит через промежуточные НПС. Промежуточная НПС, находящаяся в начале эксплуатационного участка, является для него «головной» НПС, а промежуточная НПС, находящаяся в конце эксплуатационного участка – «конечным пунктом» для него. Состав сооружений промежуточных НПС, расположенных на концах эксплуатационного участка, отличается от обычных наличием резервуарных парков. Таким образом, магистральный нефтепровод большой протяженности состоит как бы из нескольких последовательно соединенных нефтепроводов протяженностью не более 600 км каждый. К линейным сооружениям магистрального нефтепровода относятся: собственно трубопровод; линейные задвижки; средства защиты трубопровода от коррозии (станции катодной и протекторной защиты, дренажные установки); переходы через естественные и искусственные препятствия (реки, дороги и т.п.; линии связи; линии электропередачи; дома обходчиков; вертолетные площадки; грунтовые дороги, прокладываемые вдоль трассы трубопровода. Собственно трубопровод – основная составляющая магистрального нефтепровода – представляет собой трубы, сваренные в «нитку», оснащенные камерами приема и пуска скребков, разделителей, диагностических приборов, а также трубопроводы-отводы. Минимальное заглубление трубопроводов до верха трубы должно быть не менее (м): - при обычных условиях прокладки 0,8 - на болотах, подлежащих осушению 1,1 - в песчаных барханах 1,0 - в скальных грунтах, болотистой местности при отсутствии проезда автотранспорта и сельхозмашин 0,6 - на пахотных и орошаемых землях 1,0 - при пересечении каналов 1,1  |