Отчет 2022. С 11 июля 2022 года по 23 июля 2022 года мной была пройдена производственная практика в компании ооо ТранснефтьДальний Восток, на предприятии рну Дальнереченск нпс

• Название: С 11 июля 2022 года по 23 июля 2022 года мной была пройдена производственная практика в компании ооо ТранснефтьДальний Восток, на предприятии рну Дальнереченск нпс
• Дата: 16.10.2022
• Размер: 1.39 Mb.
• Имя файла: Отчет 2022.docx
• Тип: Документы; #736475

Оглавление

Введение

С 11 июля 2022 года по 23 июля 2022 года мной была пройдена производственная практика в компании ООО «Транснефть–Дальний Восток», на предприятии РНУ «Дальнереченск» НПС №34.

Во время прохождения практики на данном предприятии я был ознакомлен с нормативной документацией объекта, оборудованием. Актуальность этой практики базировалась на закреплении и развитии теоретических знаний, полученных в университете в период обучения.

Для успешного прохождения практики передо мной были поставлены следующие цели:

1. 
   приобрести профессиональные компетенции, навыки и умения;
   
2. 
   развить и накопить специальные навыки, изучить и принять участие в разработке организационно-методических и нормативных документов для решения отдельных задач по месту прохождения практики;
   
3. 
   изучить организационную структуру предприятия и действующую в нем системы управления;
   
4. 
   усвоить приемы, методы и способы обработки, представления и интерпретации результатов проведенных практических исследований;
   
5. 
   собрать необходимые материалы для написания выпускной квалификационной работы.
   

Данные цели были достигнуты путем решения следующих задач:

1. 
   изучение технологических процессов и технологического оборудования на объектах предприятия;
   
2. 
   изучение проектных решений объектов предприятия;
   
3. 
   изучение нормативной документации, согласно которой предприятие осу­ществляет свою деятельность в нефтегазовой отрасли;
   
4. 
   участие в реализации технологического процесса.
   

1 Природно-климатические, инфраструктурные, социальные условия объекта

Общество с ограниченной ответственностью «Транснефть – Дальний Восток» создано в 2009 году для эксплуатации объектов второй очереди нефтепровода «Восточная Сибирь – Тихий океан», показанных на рисунке 1.



Рисунок 1 – Объекты второй очереди нефтепровода «Восточная Сибирь – Тихий океан»

На данный момент ВСТО-II – это система нефтепроводов общей протяженностью 2341 км, из которых 2047 км составляют протяженность собственно трубопроводной системы ВСТО-II на участке от НПС № 21 (г. Сковородино, Амурская область) до нефтеналивного порта «Козьмино» (Приморский край), а 294 км - нефтепровода-отвода от Комсомольского нефтеперерабатывающего завода (Хабаровский край). [3]

РНУ «Дальнереченск» НПС №34 является головной нефтеперекачивающей станцией, так как имеет резервуарный парк, который играет роль бу­ферной ёмкости между промыслами и магистралью и роль аварийной ёмкости при аварии на магистрали или промыслах, и предназначается для приема нефти и перекачки ее по магистральному нефтепроводу (рис. 2). НПС №34 находится в Хабаровском крае, Хабаровском районе, поблизости от села Галкино.


Рисунок 2 – НПС №34

Климат резко континентальный, со снежной холодной зимой и жарким влажным летом. Среднегодовая температура – +2,7 °C,

Абсолютный минимум −41,1 °C был зарегистрирован 14 января 2011 года. Абсолютный максимум +36,7 °C – в июне 2010 года.

В год выпадает в среднем 696 мм осадков. [11]

Наибольшее распространение в районе получили следующие виды почв:

• 
  подбуры и сухоторфяно-подбуры;
  
• 
  бурозёмы;
  
• 
  аллювиальные;
  
• 
  торфяные.
  

В районе наиболее распространены выположенные участки сильно заболоченные участки Среднеамурской равнины.

Принципы НПС №34 в области управления персоналом:

• 
  приоритетность жизни и здоровья работников по отношению к результату производственной деятельности;
  
• 
  обеспечение безопасного функционирования системы магистральных трубопроводов «Транснефть» за счет эффективного использования кадрового потенциала;
  
• 
  обеспечение достойного уровня жизни работников, членов их семей и пенсионеров;
  
• 
  безусловное выполнение требований российского законодательства в области управления персоналом;
  
• 
  открытость значимой информации о деятельности в области управления персоналом.
  

Задачи НПС №34 в области управления персоналом:

• 
  обеспечение укомплектованности организаций системы «Транснефть» квалифицированными кадрами с учетом долгосрочных и среднесрочных планов развития системы магистральных трубопроводов и поддержание уровня их стабильности;
  
• 
  совершенствование и повышение качества подготовки, переподготовки и повышения квалификации кадров в соответствии с законодательством РФ, направлениями стратегического и инновационного развития компании;
  
• 
  повышение эластичности систем материального и нематериального стимулирования с учетом региональных факторов и положения отдельных профессионально - квалификационных групп на рынке труда, обеспечение конкурентной системы оплаты труда;
  
• 
  совершенствование системы управления производительностью труда, в том числе за счет внедрения инноваций, современного оборудования и новых технологий, направленных на снижение трудозатрат. [5]
  

2 Основные цели и задачи функционирования ООО «Транснефть–Дальний Восток» РНУ «Дальнереченск». Роли компании в системе нефтегазового комплекса региона

Публичное акционерное общество «Транснефть» учреждено 14 августа 1993 г. с целью реализации технических и социально-экономических интересов акционеров при безусловном обеспечении интересов Российской Федерации в области осуществления транспортировки по магистральным трубопроводам нефти, газа и продуктов их переработки, а также получения прибыли, в соответствии с Уставом ПАО «Транснефть», утвержденном Советом Министров – Правительством Российской Федерации.

В этой связи, приоритетным направлением развития ООО «Транснефть–Дальний Восток» РНУ «Дальнереченск», можно выделить увеличение протяженности магистральных трубопроводов.

Российская нефтетранспортная система, включающая сеть магистральных нефтепроводов, нефтепродуктопроводов, резервуарных парков, пунктов налива, слива и перевалки нефти – это интегрированная система организаций с централизованным управлением, осуществляемым ООО «Транснефть–Дальний Восток» РНУ «Дальнереченск».

Основными направлениями деятельности ООО «Транснефть–Дальний Восток» РНУ «Дальнереченск» являются:

- оказание услуг в области транспортировки нефти и нефтепродуктов по системе магистральных трубопроводов в Российской Федерации и за ее пределами;

- проведение профилактических, диагностических и аварийно-восстановительных работ на магистральных трубопроводах;

- координация деятельности по комплексному развитию сети магистральных трубопроводов и других объектов трубопроводного транспорта;

- взаимодействие с трубопроводными организациями других государств по вопросам транспортировки нефти и нефтепродуктов в соответствии с межправительственными соглашениями;

- участие в решении задач научно-технического и инновационного развития в трубопроводном транспорте, внедрение нового оборудования, технологий и материалов;

- привлечение инвестиций для развития производственной базы, расширения и реконструкции объектов организаций системы «Транснефть»;

- организация работы по обеспечению охраны окружающей среды в районах размещения объектов трубопроводного транспорта. [5]

Как уже было сказано ранее НПС №34, от которой нефть также поступает на Хабаровский НПЗ, является головной нефтеперекачивающей станцией и входит в систему ВСТО-II. Располагается между НПС №32, с которой нефть приходит, и НПС №36, куда нефть поступает дальше. НПС №34 обеспечивает район высокооплачиваемые рабочими местами.

3 Перспективы развития ООО «Транснефть–Дальний Восток» РНУ «Дальнереченск»

Стратегические приоритеты и направления развития Группы Транснефть отражены в Стратегии ПАО «Транснефть». Стратегия охватывает все сферы деятельности Компании, включая вопросы экономической, экологической и социальной сфер развития. Стратегией предусмотрено:

• 
  обеспечение планомерного развития системы магистральных трубопроводов;
  
• 
  обеспечение приема и транспортировки нефтепродуктов от вновь подключаемых нефтеперерабатывающих заводов (далее – НПЗ);
  
• 
  снижение аварийности на магистральных трубопроводах;
  
• 
  снижение удельного выброса загрязняющих веществ в атмосферу;
  
• 
  полное исключение сброса недостаточно очищенных сточных вод;
  
• 
  обеспечение показателей содержания серы в нефти, перекачиваемой по системе ПАО «Транснефть», в пределах, установленных Схемой нормальных (технологических) грузопотоков;
  
• 
  сокращение затрат при строительстве и эксплуатации трубопроводов, поддержание оптимального уровня затрат;
  
• 
  снижение объемов приобретения импортной продукции.
  

В таблице 1 представлены мероприятия долгосрочной программы развития.

Таблица 1 – Мероприятия долгосрочной программы развития. [2, c.66-69]

Развитие и модернизация	Увеличение мощности системы магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов для обеспечения транспортировки нефти в соответствии с планируемыми объемами добычи нефти на эксплуатируемых и новых месторождениях нефтяных компаний и объемами переработки нефтепродуктов на существующих и новых НПЗ
Инновации	Инновационное развитие производственной деятельности

Продолжение таблицы 1

Эффективность	Повышение энергоэффективности за счет мероприятий по экономии энергетических ресурсов Реализация программы сокращения затрат при строительстве и эксплуатации трубопроводов Обеспечение производительности труда на уровне лучших зарубежных трубопроводных компаний
Надежность	Обеспечение надежности эксплуатируемой системы магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов путем проведения реконструкции на основе результатов диагностики и модернизации основных фондов Обеспечение укомплектованности организаций системы «Транснефть» квалифицированными кадрами с учетом долгосрочных и среднесрочных планов развития системы магистральных трубопроводов и поддержание уровня их стабильности
Экология и промышленная безопасность	Повышение экологической и промышленной безопасности производственных объектов Компании
Внешние и внутренние коммуникации	Формирование корпоративной идентичности и продвижение единого бренда Компании Рекламное сопровождение деятельности Компании во внешней среде Формирование и развитие системы внутрикорпоративных коммуникаций

4 Производственно-технологический цикл ООО «Транснефть–Дальний Восток» РНУ «Дальнереченск»

Технологический процесс перекачки НПС №34 осуществляется согласно утвержденным технологическим картам нефтепровода и технологическим режимам перекачки. Основной схемой технологического процесса перекачки нефти на данной НПС является перекачка с «подключенными резервуарами» или «через резервуары». Технологическая схема перекачки нефти с подключенными резервуарами предполагает, что резервуары обеспечивают возможность перекачки на смежных перегонах с разными расходами, но в данном случае основная масса нефти проходит, минуя резервуары, и поэтому потери от испарения меньше.

Принципиальная технологическая схема ГНПС представлена на рисунке 3.


Рисунок 3 – Принципиальная технологическая схема ГНПС

На приведенной схеме: I - камера приема средств очистки и диагностики; II - площадка фильтров-грязеуловителей; III - узел предохранительных устройств; IV, VII - узел учета; V - резервуарный парк; VI - подпорная насосная; VIII - магистральная насосная; IX - узел регуляторов давления; X - камера пуска средств очистки и диагностики; XI - емкость сбора утечек с погружным насосом; XII - байпасная (обводная) линия.

Для очистки полости трубопровода от парафина, смол, мехпримесей, воды из камеры X периодически произво­дится запуск очистных устройств (скребков). Из нее же в трубопровод вводятся средства диагностики состояния его стенки.

Периодически возникает необходимость во внутристанционных перекачках: при зачистке резервуаров, при их освобождении перед диагностикой и ремонтом, при компаундировании (приготовление нефтяных смесей с требуемыми свойствами) и т.д.

Таким образом, технологическая схема головной НПС позволяет выполнять следующие основные операции:

• 
  прием нефти с промыслов;
  
• 
  ее оперативный и коммерческий учет;
  
• 
  хранение нефти;
  
• 
  запуск очистных и диагностических устройств;
  
• 
  внутристанционные перекачки. [9]
  

Технологический процесс в виде схемы представлен в приложении А.

Основным механо-технологическим оборудованием НПС являются насосные агрегаты, резервуары, системы подводящих и распределительных трубопроводов, узлы учета, устройства приема и пуска очистных устройств и поточных средств диагностики, а также системы смазки, вентиляции, отопления, энергоснабжения, водоснабжения, автоматики, телемеханики и т.п.

На данном предприятии в качестве насосных агрегатов используются: магистральные насосные агрегаты АНМ 7000-250-3 и АНМ 7000-249, подпорные насосные агрегаты АНПВ-3600-90-М. Также на НПС №34 находится резервуарный парк, в который входят два РВСПК-50000 и два РВС­­-5000.

5 Устройство стационарных резервуаров

Резервуар – стационарный или подвижный сосуд для хранения жидкостей или газов. Как правило, резервуарами называют ёмкости большого объема, емкость которых измеряется уже не в литрах, а в кубических метрах и составляет от 1м³ до 50 000м³ и более. [1]

Виды вертикальных цилиндрических резервуаров по конструктивным особенностям по ГОСТ 31385-2016:

• 
  РВС – резервуар вертикальный стальной со стационарной крышей без понтона;
  
• 
  РВСП – резервуар вертикальный стальной со стационарной крышей с понтоном;
  
• 
  РВСПК – резервуар вертикальный стальной с плавающей крышей.[7]
  

На НПС №34 имеется резервуарный парк, в состав которого входят 2 РВС-5000, технологическая схема которого представлена в Приложении Б, и 2 РВСПК-50000, технологическая схема которого представлена в Приложении В.

На резервуарах устанавливается оборудование, обеспечивающее их надежную работу и снижение потерь нефти, оборудование для их обслуживания и ремонта, противопожарное оборудование, приборы контроля и сигнализации.

Перечень оборудования устанавливается правилами эксплуатации резервуаров. Вся эта аппаратура предназначена для обеспечения безопасной эксплуатации таких конструкций. К числу необходимых устройств, представленных на технологических схемах в Приложениях Б и В относят:

1. 
   гидравлический предохранительный клапан (рис. 4) для защиты резервуара от чрезмерного повышения или понижения давления в газовом пространстве резервуара;
   

Рисунок 4 – Предохранительный гидравлический клапан:

1 – трубка для налива жидкости; 2 – крышка; 3 – кассета огневого предохранителя; 4 – экран; 5 – верхний корпус; 6 – емкости гидрозатвора; 7 – нижний корпус; 8 – патрубок отвода газа

2. 
   устройство для размыва донных отложений, позволяет удалять и предотвращать скопления осадка, не останавливая технологический процесс предприятия, без опустошения и вывода резервуара в ремонт;
   
3. 
   задвижка шиберная (рис. 5);
   

Рисунок 5 – Задвижка шиберная

4. 
   кран шаровый используется в качестве запорного элемента;
   
5. 
   вентиль запорный (рис. 6);
   

Рисунок 6 – Вентиль запорный

6. 
   датчики и сигнализаторы уровня;
   
7. 
   преобразователь температуры;
   
8. 
   кран сифонный предназначен для спуска отстоявшейся воды из резервуаров (рис. 7);
   

Рисунок 7 – Кран сифонный

9. 
   колодец с хлопушкой для предотвращения утечек в случае повреждения приемораздаточных трубопроводов и задвижек (рис. 8);
   

Рисунок 8 – Хлопушка

1 – стопор; 2 – втулка сальника; 3 – сальниковая набивка; 4 – корпус сальника; 5 – вал подъемника; 6 – барабан; 7 – трос подъемника; 8 – запасной трос; 9 – хлопушка; 10 – перепускная линия; 11 – штурвал

10. 
    клапан обратный для предотвращения изменения направления потока на обратное при аварийной остановке насоса. [8]
    

6 Трубопроводная обвязка резервуарного парка

Резервуарным парком называется комплекс взаимосвязанных резервуаров для выполнения технологических операций приема, хранения и перекачки нефти.

Трубопроводная обвязка — это система труб, соединительной арматуры и контрольно-измерительного оборудования. Она используется для объединения комплекта различных устройств, приборов и оборудования в единую рабочую систему.[10]

Обвязка резервуаров может быть выполнена в двух вариантах: однотрубном и двухтрубном (рис. 12). При двухтрубной схеме обвязки заполнение резервуаров может идти через один или несколько коллекторов и дополнительных приемораздаточных патрубков. Патрубки приемо-раздаточные являются составной частью резервуара и предназначены для подсоединения запорной арматуры, хлопушек и другого оборудования, монтируется в нижнем поясе резервуара. С внешней стороны к нему присоединяется задвижка, а на внутреннем конце, внутри резервуара, устанавливается хлопушка. Через патрубок осуществляется прием в резервуар или выдача из него нефтепродуктов.[8]



Рисунок 9 – Обвязка резервуаров:

а – двухтрубная схема; б – однотрубная схема

Из Приложения А можем сделать вывод, что на данной НПС используется двухтрубная обвязка.

7 Эксплуатация и техническое обслуживание технологического оборудования резервуаров

7.1 Эксплуатация

Установка и монтаж емкостей и резервуаров в зависимости от исполнения должны осуществляться на подготовленную бетонную площадку или в подготовленный котлован согласно инструкции по монтажу. Монтаж должен производиться специализированными организациями, располагающими техническими средствами, необходимыми для качественного выполнения работ и имеющими разрешение (лицензии) Ростехнадзора на монтаж сосудов.

Перед монтажом и установкой емкости и резервуары должны быть подвергнуты наружному осмотру без разборки, при этом визуально проверяют:

• 
  комплектность по комплектовочной ведомости;
  

• 
  соответствие емкости (резервуара) паспорту, сборочному чертежу;
  
• 
  отсутствие повреждений, поломок и других видимых дефектов;
  
• 
  качество, целостность и соответствие наружного защитного антикоррозионного покрытия КД (конструкторской документации) и требованиям ОТТ-25.220.01-КТН-097-16.
  

Разгрузка и установка емкостей (резервуаров) должны производиться при помощи грузоподъемных механизмов, строповкой за специальные приспособления.

Перед эксплуатацией наружная поверхность емкостей и резервуаров, подлежащих теплоизоляции, должна быть теплоизолирована негорючими материалами. Теплоизоляция должна производиться в соответствии с требованиями специального ППР. При разработке ППР следует руководствоваться требованиями ОТТ-25.220.00-КТН-179-15.

При эксплуатации должны проводиться техническое обслуживание и ремонт емкостей (резервуаров), а также профилактические осмотры. Объем, методы и периодичность технических обслуживаний, текущего и капитального ремонтов емкостей (резервуаров) должны быть указаны в РЭ (руководстве по эксплуатации).

Все работы, связанные с техническим обслуживанием, средним и капитальным ремонтом, должны производиться в плановом порядке, в установленные сроки и в полном объеме согласно РЭ

Емкости и резервуары должны подвергаться техническому диагностированию и освидетельствованию. Техническое диагностирование при ремонтах включает в себя:

• 
  анализ ЭД, КД (проектной) и ремонтной документации;
  
• 
  ВИК;
  
• 
  НК;
  
• 
  параметрический контроль;
  
• 
  анализ результатов параметрического контроля до ремонта;
  
• 
  контроль функционирования;
  
• 
  оценка коррозии, износа и других дефектов по результатам ВИК и других методов НК;
  
• 
  гидравлические испытания (по необходимости);
  
• 
  оформление технического отчёта по результатам технического диагностирования. [4, c. 39-41]
  

7.2 Техническое обслуживание

Профилактический осмотр резервуаров и оборудования должен проводиться по календарному графику и срокам, приведенным в таблице 1. [6]

Таблица 2 – Сроки обслуживания оборудования резервуаров.

Наименование оборудования	Сроки обслуживания
Люк замерный, световой	При каждом пользовании, но не реже 1 раза в месяц (люки световые без вскрытия).
Дыхательный клапан	В соответствии с инструкцией завода-изготовителя, но не реже 2 раз в месяц в теплое время года и не реже 1 раза в 10 дней при отрицательной температуре окружающего воздуха. При температуре окружающего воздуха ниже -30°С (особенно при хранении нефтепродуктов с положительными температурами) слой инея может достигать нескольких сантиметров, что может привести к заклиниванию тарелок и перекрытию сечения клапана. В таких случаях осмотр и очистку клапанов необходимо проводить через 3 - 4 дня, а иногда и чаще
Предохранительный (гидравлический) клапан	В соответствии с инструкцией завода-изготовителя, но не реже 2 раз в месяц в теплое время года и не реже 1 раза в 10 дней при отрицательной температуре окружающего воздуха.
Огневой предохранитель	В соответствии с инструкцией завода-изготовителя. При положительной температуре воздуха 1 раз в месяц.
Диск-отражатель	1 раз в квартал
Вентиляционный патрубок	1 раз в месяц
Пеногенераторы	1 раз в месяц
Прибор для измерения уровня	В соответствии с инструкцией завода-изготовителя, но не реже 1 раза в месяц.
Приемораздаточные патрубки	Каждый раз при приеме-отпуске, но не реже 2 раз в месяц
Перепускное устройство на приемо-раздаточном патрубке	Каждый раз при приеме-отпуске, но не реже 2 раз в месяц.
Задвижка (запорная)	Каждый раз при приеме-отпуске, но не реже 2 раз в месяц.
Сифонный кран	Каждый раз при приеме-отпуске, но не реже 2 раз в месяц.
Устройства измерения массы	В соответствии с инструкцией завода-изготовителя.
Местные дистанционные измерители уровня	В соответствии с инструкцией завода-изготовителя.
Приборы измерения температуры	В соответствии с инструкцией завода-изготовителя.
Сигнализаторы максимального уровня	В соответствии с инструкцией завода-изготовителя.
Пожарные извещатели и средства включения системы пожаротушения	В соответствии с инструкцией завода-изготовителя.
Дистанционный сигнализатор загазованности	В соответствии с инструкцией завода-изготовителя.
Сигнализатор верхнего положения понтона	В соответствии с инструкцией завода-изготовителя.

Проверка и контроль показателей емкости и резервуара должен осуществляться методами и средствами измерения, установленными программой и методикой приемосдаточных испытаний, включенной в Реестр ОВП в установленном порядке.

При изготовлении емкости (резервуара) должна быть обеспечена документально подтверждена реализация всех требований настоящего документа в части применяемых материалов и их свойств, требований к сварным соединениям, геометрическим размерам и допускам узлов и деталей, требований к объему неразрушающего и разрушающего контроля отдельных деталей и узлов, приемо-сдаточных испытаний на предприятии изготовителе с участием представителей технического надзора. [4, c. 58]

8 Нормативная документация по основным производственным процессам в ООО «Транснефть–Дальний Восток» РНУ «Дальнереченск»

1. 
   РД-91.200.00-КТН-175-13
   

Нормы проектирования нефтеперекачивающих станций. РД распространяется на проектирование строящейся, реконструируемой и ремонтируемой электрохимической защиты (катодной, протекторной, дренажной и совместной) от подземной (почвенная коррозия, коррозия блуждающими токами источников постоянного и переменного тока, биологической коррозии) и морской коррозии внешней поверхности.

2. 
   ОР 15.00-45.21.30-КТН-003-1-01.
   

Настоящий регламент определяет требования к организации производства ремонтных, строительных и земляных работ на объектах магистральных нефтепроводов (далее МН), в том числе:

- в охранных зонах магистральных нефтепроводов и инженерных коммуникаций, проложенных в одном техническом коридоре с магистральными нефтепроводами;

- на объектах НПС (ЛПДС), сливоналивных эстакад и нефтебаз.

3. 
   ГОСТ 12.1.007-76.
   

Система стандартов безопасности труда. Вредные вещества. Классификация и общие требования.

4. 
   ГОСТ 15150-69.
   

Машины, приборы и другие технические изделия. Исполнения для различных климатических районов. Категории, условия эксплуатации, хранения и транспортировки в части воздействия климатических факторов внешней среды.

5. 
   СП 60.13330.2016.
   

Настоящие строительные нормы распространяются на системы теплоснабжения, отопления, вентиляции и кондиционирования воздуха в помещениях зданий и сооружений. Нормы содержат требования санитарной, экологической, пожарной безопасности при пользовании, а также требования надежности и энергосбережения к системам теплоснабжения, отопления, вентиляции и кондиционирования воздуха зданий и сооружений. В нормах расширена область применения систем механической вентиляции и кондиционирования воздуха. Внесены новые требования к системам противодымной защиты зданий при пожаре. Уточнены требования по применению поквартирных систем теплоснабжения жилых зданий.

6. 
   ОТТ-23.020.01-КТН-216-10.
   

Обобщены требования технических условий и контрактов на поставку, технологическая документация на изготовление емкостей и резервуаров горизонтальных отечественными и зарубежными предприятиями.

При разработке документа учтен опыт проектирования, изготовления и эксплуатации емкостного оборудования ПАО «Транснефть».

7. 
   ОТТ-75.180.00-КТН-164-10.
   

Настоящий документ устанавливает требования к задвижкам клиновым, поставляемым для строительства новых и реконструкции существующих объектов линейной части магистральных нефтепроводов и нефтеперекачивающих станций

Заключение

ООО «Транснефть–Дальний Восток» – одно из самых молодых предприятий в системе «Транснефть», эксплуатирующее организацию второй очереди нефтепроводной системы «Восточная Сибирь – Тихий океан» (ВСТО-II). НПС №34 – одна из крупнейших НПС, входящих в ВСТО-II. Эта НПС имеет резервуарный парк и является головной. Разнообразие материалов и оборудования дает широкую возможность на практике увидеть и уяснить для себя многие моменты, которые иногда были непонятны по ходу обучения в вузе, так как порой сложно представить в голове что-либо даже ни разу не видев.

Считаю, что задачи, которые ставились передо мной до начала практики, не без труда, но достаточно успешно выполнил, в том числе благодаря персоналу предприятия.

В ходе учебной практики мной была изучена нормативной-технической документация компании, с материалами, приборами, оборудованием, используемым на предприятии. Также были изучены технологические процессы и технологическое оборудование.

По окончании учебной практики были достигнуты цели освоения практики. В полном объеме были применены на практике теоретические знания, приобретенные в процессе прохождения обучения. Прохождение практики на нефтебазе помогло мне осознать востребованность в специалистах моего направления, а также необходимость и далее изучать профильные дисциплины нефтегазового дела.

Список использованной литературы

1. 
   Безбородов Ю.Н. [и др.] Резервуары для приёма, хранения и отпуска нефтепродуктов: учебное пособие / Безбородов Ю.Н. [и др.]. — Красноярск: Сибирский федеральный университет, 2015. — 110 c.
   
2. 
   Годовой отчет ПАО «Транснефть» – 2020 г. [Электронный ресурс] // Годовой отчет. Режим доступа: https://clck.ru/sJu9C.
   
3. 
   ООО «Транснефть–Дальний Восток» Деятельность [Электронный ресурс]: Статья–Режим доступа: https://fareast.transneft.ru/about/activity/;
   
4. 
   ОТТ-23.020.01-КТН-216-10 Емкости и резервуары горизонтальные. Общие технические требования. – 2019 г. – 74 c.
   
5. 
   Политика ПАО «Транснефть» в области управления персоналом [Электронный ресурс]: Статья – Режим доступа: https://www.transneft.ru/development/staff.
   
6. 
   Правила технической эксплуатации резервуаров. Общие технические требования. Ч1. – Введ. 28.01.2004. – М.: ОАО «НК «Роснефть», 2004.
   
7. 
   Резервуарные парки: [Электронный ресурс] – Электрон. дан. – Режим доступа: https://discoverrussia.interfax.ru/wiki/21/.
   
8. 
   Слесаренко В.В., Гульков А.Н. Оборудование нефтеперекачивающих и компрессорных станций: учебник для вузов. – Владивосток, Дальнаука, 2010. – 277 с.
   
9. 
   Технологические схемы НПС [Электронный ресурс]: Статья–Режим доступа: https://ros-pipe.ru/tekh_info/tekhnicheskie-stati/khranenie-i-transportirovka-nefteproduktov/tekhnologicheskie-skhemy-nps/.
   
10. 
    Трубопроводная обвязка: [Электронный ресурс] – Электрон. дан. – Режим доступа: https://clck.ru/sJaTY.
    
11. 
    Хабаровск. Климат [Электронный ресурс]: Статья–Режим доступа: https://ru.wikipedia.org/wiki/Хабаровск#Климат.
    

Приложение А

Приложение Б

Приложение В