Технологические процессы морского терминала

Сырая нефть и нефтепродукты поступают на терминал из магистральных трубопроводов. На терминале нефть и нефтепродукты подаются на замерные устройства, после которых поступают в резервуары. Из резервуаров нефть и нефтепродукты могут перекачиваться в танкеры или в буферное хранилище. Из буферного хранилища нефть и нефтепродукты поступают в танкер через помпу-сепаратор и погрузочные рукава, установленные на причалах. Средняя скорость погрузки нефти, как правило, составляет 12 000 м³/ч. Эта величина сравнима с западными критериями расчетов для погрузочных терминалов. Для предотвращения разлива нефти при загрузке суда окружаются боновыми заграждениями.

На терминале располагаются следующие основные технологические сооружения:

• узел приема средств очистки и диагностики;

• фильтры-грязеуловители (один рабочий и один резервный) с патрубками;

• наливная насосная с насосами НПВ 3600-90;

• резервуары с плавающей крышей, резервуары со щитовой крышей;

• узел коммерческого учета нефти;

• узел защиты от превышения давления на входе береговых сооружений морского терминала (БСМТ);

• узел защиты от гидроудара;

• технологические трубопроводы.

На терминале выполняются следующие операции:

• прием нефти из нефтепровода в резервуарный парк;

• прием средств очистки и диагностики;

• погрузка нефти в танкер при работе по схеме «через емкость»;

• внутрипарковая перекачка в случае, когда не задействованы на ос­новные операции всасывающие коллекторы резервуарного парка;

• оперативный учет нефти, поступающей из магистрального неф­тепровода в резервуарный парк терминала;

• коммерческий учет нефти при загрузке нефти в танкер по каждому причалу;

• поверка счетчиков узла коммерческого учета нефти при подаче нефти в резервуарный парк или танкер;

• одновременный размыв парафина в одном из резервуаров и откачка нефти в танкер;

• размыв парафина в резервуаре нефтью, поступающей из нефтепровода, и, при необходимости, наливным насосом НПВ 3600-90 путем забора нефти из приемного коллектора наливной насосной и подачи ее через размывающие головки в резервуар.

• возможность рециркуляции нефти при остановке погрузки нефти в танкеры в зимнее время для поддержания работоспособного состояния;

• регулирование подачи нефти в танкер с использованием регуляторов, давления на узле учета и рециркуляции подпорных насосов;

• сброс нефти в резервуары через предохранительные, клапаны и лектроприводную задвижку в случае повышения давления в при­емной линии или при срабатывании автоматической защиты от перелива резервуаров;

•. сброс нефти в емкости V = 10м² при гидроударе при внезапном закрытии отсекателей во время загрузки танкера при одновре­менном отключении подпорных (разгрузочных) насосов (и от термальных клапанов);

•. зачистка резервуаров, приемного коллектора наливной насос­ной, трубопроводов резервуарного парка вертикальным насосом НПВ 3600-90;

•. зачистка надземных трубопроводов причальных сооружений погружным насосом;

•.сбор утечек нефти от подпорных насосов, дренаж фильтров-гря­зеуловителей, а также надземных участков трубопроводов на­сосных при ремонтных работах;

• дренаж стендера в емкости сброса нефти от гидроудара V= 10 м²;

• откачка нефти из емкости сброса нефти от гидроудара в техно­логические трубопроводы с последующей подачей в танкер;

• контроль предохранительных клапанов при помощи вентилей и возможность поочередной замены или ревизии их без останов­ки перекачки;

• контроль герметичности шаровых кранов.

14.1.3. Резервуарный парк

Резервуарный парк оснащается металлическими вертикальными ре­зервуарами с плавающей крышей (РВС единичной емкостью до 50 000 куб. м) и со щитовой крышей (РВС единичной емкостью до 3000 куб. м). Высота резервуаров 50 000 куб. м — 18 м, диаметр 60,7 м полистовой сборки; вы­сота резервуаров 3000 куб. м — 12 м, диаметр 18,98 м полистовой сборки.

Резервуары РВС 50 000 поставляются в комплекте с плавающими крышками, герметизирующими затворами, устройствами для спуска воды с плавающих крыш, катучими лестницами, лестницами для подъема на резервуар, со световыми монтажными люками и люками-лазами в I и III поясах резервуара, кольцевыми площадками со стремянками к люкам-лазам в III пояс.

Резервуары РВС 3000 поставляются в комплекте со щитовой кровлей, лестницами для подъема на резервуар, со световыми монтажными люками-лазами в I поясе, площадками со стремянками для обслуживания пеногенераторов.

Для обеспечения требуемых режимов работы резервуаров на них устанавливается следующее оборудование:

• приемораздаточные устройства с запорной арматурой;

• хлопушки электроприводные;

• компенсирующие устройства для РВС 50 000;

• винтовые мешалки или система предотвращения накопления донных отложений с пригруженными веерными соплами;

• огневые предохранители для РВС 50 000;

• дыхательные и предохранительные клапаны для РВС 3000;

• устройства для отвода подтоварной воды;

• система орошения для РВС 3000;

• система подслойного пожаротушения;

• уровнемеры и сигнализаторы уровня.

14.1.4. Технологическое оборудование

Наливная насосная оснащается подпорными вертикальными на­сосами агрегатами НПВ 3600-90 с электродвигателями BAOB2-710L4.

Емкости для приема нефти при гидроударе — стальные горизон­тальные емкости объемом 100 куб. м. Емкости устанавливаются надземно и оснащаются запорной арматурой, огневыми предохраните­лями и сигнализаторами уровня. Откачка нефти из емкостей осуще­ствляется насосом НК 65/35-70, установленным

рядом с ними.

Емкости для сбора утечек нефти и дренажа технологических тру­бопроводов. Для сбора утечек нефти от торцевых уплотнений насо­сов НПВ 3600-90 и дренажа технологических трубопроводов налив­ной насосной станции применяется емкость подземная горизонталь­ная типа ЕП-25. Емкость оснащается огневым

предохранителем и сигнализатором уровня. Откачка нефти из емкости производится ав­томатически при помощи погружного насоса 12НА-9х4, установлен­ного на горловине емкости, во всасывающий трубопровод наливной насосной станции.

Дизельная резервная электростанция предназначена для обеспечения электроэнергией потребителей береговых сооружений в период аварийного отключения основного источника электроснабжения.

Расчетная продолжительность отключения составляет 3 суток в год. В остальное время дизельная электростанция будет находиться в резерве. В комплект дизельной электростанции входят:

• дизель-электрический агрегат;

• оборудование топливной системы;

• масляная система;

• система охлаждения;

•выхлопная система.

Резервуары для хранения дизельного топлива.

Для хранения дизельного топлива применяются стальные горизонтальные резервуары - бочки емкостью по 10 куб. м. Число резервуаров принимается исходя из 4—5 суточного запаса дизельного топлива. Резервуары устанавливаются надземно и оборудуются запорной, измерительной и дыхательной арматурой. На одной площадке с резервуарами устанавливается насос НМШ 5-25-3,6/4.

Коммерческий узел учета количества и качества нефти (УУН). Предназначен для измерения количества и физико-химических параметров сырой нефти, обработки и выдачи данных при учетно-расчетных операциях. В состав УУН входят:

• измерительные линии рабочие и резервные в комплекте с пре­образователями расхода, струевыпрямителями, прямыми участ­ками, фильтрами, регуляторами расхода, запорной арматурой на общей раме;

• блок-бокс (3x4 м) контроля качества нефти в комплекте с виско­зиметрами, плотномерами, влагомерами, устройствами приема
пробы с быстроразъемными соединениями, насосами прокачки,
системой промывки, автоматическим пробоотборником, систе­мами жизнеобеспечения оператора;

• турбопоршневая поверочная установка (ТПУ) в комплекте с за­порным краном и подводящим и отводящим трубопроводом, дре­нажной системой, приборами автоматики;

• система промывки и поверки ТПУ в комплекте с циркуляцион­ным насосом, эталонным мерником, установленным на электрон­ных весах, резервуарами для промывочной жидкости и техни­ческой воды;

• пробозаборное устройство;

• устройство для обработки информации;

• емкость для сбора дренажной нефти типа ЕП-25, установленной поземно.

АРХИТЕКТУРНО-СТРОИТЕЛЬНЫЕ РЕШЕНИЯ

14.2.1 Принципиальная схема площадки морского терминала

Морской терминал является конечным пунктом трубопроводной системы и располагается на территории морского порта. Площадь под строительство терминала составляет порядка 70—100 га.

На территории терминала строятся:

- резервуарный парк из наземных металлических резервуаров;

- нефтеналивная насосная станция;

- административно-хозяйственные здания;

- база производственного обслуживания;

- узел водопроводных канализационных сооружений;

- узел канализационных сооружений;

- открытая и закрытая электроподстанции;

- электростанция (если вблизи отсутствуют высоковольтные линии электропередач и невозможен отвод электроэнергии к терминалу);

- подъездная дорога.

Площадь терминала разделена на три зоны:

• 1-я зона — основные технологические установки нефти;

• 2-я зона — сооружения вспомогательно-технологического и не­технологического назначения (блочные устройства теплоснаб­жения, водоснабжения, энергоснабжения, пожаротушения, опе­раторная, механическая мастерская и др.);

• 0-я (нулевая) зона — сооружения хранения нефти — зона резервуарного парка.

Сооружения 0-й зоны размещаются на более высоких отметках по отношению к сооружениям 1-й зоны для обеспечения необходимого подпора для всасывания и возможности проветривания территории для исключения скапливания нефтяных паров. Сооружения 2-й зоны располагаются на отметках, примерно равных отметкам ближайших каре резервуарных парков.

Внутриплощадочные и подъездные дороги асфальтируются, име­ют ширину проезжей части 4,5 м, ширина дорог в резервуарном пар­ке 3,5 м. Проезды вокруг резервуаров и в технологической зоне про­ектируются приподнятыми над планировочным рельефом и служат ограждающим валом от перелива нефти через обвалования вокруг парка резервуаров и случайных разливов нефти.

На площадке терминала строятся следующие здания:

• корпус управления;

• караульное помещение;

• служебно-бытовой корпус;

• закрытая стоянка техники с пожарным постом;

• насосная станция водопенотушения;

• ремонтная мастерская.

Ограждающие конструкции зданий — покрытия, перекрытия, стены, кровля — аналогичны ограждающим конструкциям зданий компрессорной станции. Все бетонные и железобетонные конструкции, находящиеся в грунте, покрываются горячим битумом за 2 раза, остальные конструкции, находящиеся на открытом воздухе, имеют антикоррозийное атмосферостойкое покрытие. Сварные швы также покрываются антикоррозийным покрытием.

4 2 2. Автоматика, связь и охранно-пожарная сигнализация

Автоматизация наливной насосной и задвижек на коллекторах резервуарного парка выполняется на базе комплекта системы микропроцессорной автоматики. В состав системы входят:

• шкафы с программируемыми логическими контроллерами и модулями ввода-вывода;

• первичные датчики и вторичные приборы (при необходимости);

• приборные щиты вблизи оборудования.

Аппаратура управления устанавливается в местном диспетчерском пункте.

В резервуарном парке предусматривается установка системы из­мерения уровня на базе радарных уровнемеров. На направляющих каждого резервуара устанавливаются датчики уровня и температу­ры, кроме того, устанавливаются датчики аварийного уровня и обна­ружения пожара. Измерительные преобразователи узла учета нефти соединяются кабелями с вторичной аппаратурой, установленной в местном диспетчерском пункте (МДП).

В состав автоматизированных объектов и систем терминала входят:

• резервуарный парк;

• система управления контроля и защиты наливной насосной;

• система управления контроля и защиты наливных насосов;

• система откачки утечек;.

• система пожаротушения;

• система водоснабжения;

• система производственно-ливневой и бытовой канализации;

• система вытяжной вентиляции караульного помещения;

• система приточно-вытяжной вентиляции гаража;

• система энергоснабжения.

Наладка микропроцессорного комплекса производится предпри­ятием-изготовителем по договору с заказчиком.

Внутриплощадочная связь включает в себя: автоматическую телефонную, громкоговорящую, офисную, местную диспетчерскую, систему оповещения о пожаре, радиофикацию, компьютерные сети.

Охранно-пожарная сигнализация. Помещения зданий и сооружений терминала с нормальной средой оборудуются системой пожарной сигнализации с применением тепловых, дымовых и ручных извещателей. Шлейфы пожарной сигнализации выводятся на приемно-контрольный пожарный прибор, который устанавливается в операторной.

Для охранной сигнализации помещений используются магнитно- контактные извещатели, устанавливаемые на окнах и дверях. На стеклах окон размещаются ударно-контактные извещатели. Сигналы тревоги передаются на приемно-контрольный прибор, установлений в караульном помещении. На БСМТ и резервуарном парке предусматривается система видеонаблюдения.

Периметральная охранная сигнализация. Для охраны объекта используются следующие средства:

• система емкостного принципа действия, предназначенная для контроля за участками ограждения по периметру объекта. Сиг­нал тревоги возникает при перелезании через ограждение или при касании чувствительного элемента системы. В качестве чув­ствительного элемента служит металлическая сетка, закрепляе­мая по верху ограждения;

• система радиолучевого принципа действия, предназначенная для контроля за участками ограждения по периметру объекта в ка­честве второго рубежа охраны. Сигнал тревоги возникает при пересечении зоны действия сигнала;

• прибор микроволнового принципа действия, предназначенный для контроля наружных локальных объемных зон у ворот ограж­дения;

• активные инфракрасные линейные извещатели, необходимые для создания рубежа блокирования отдельных локальных участ­ков ограждения;

• датчики магнитно-контактного принципа действия, служащие для контроля положения створок ворот ограждения, створок приборных шкафов с аппаратурой средств охраны, располагае­мых вдоль ограждения объекта. Для предотвращения несанкцио­нированного подхода к рубежам охраны предусматривается устрой­ство оградительного забора из восьми нитей проволоки.

14.2.3. Электрохимическая защита от коррозии

Подземные коммуникации терминала и внешние поверхности днищ резервуаров защищаются от коррозии низковольтными распределительными устройствами катодной защиты типа УКЗН (устройство катодной защиты низковольтное), каждое из которых комплектуется катодными станциями типа ОПС-2 мощностью 3 кВт. Электроснабжение систем катодной защиты (СКЗ) осуществляется от внутриплощадочныхдочных сетей напряжением 220 В. Число катодных станций принимается в зависимости от величины общей защищаемой поверхности подземных коммуникаций и днищ резервуаров. На площадках БСМТ устанавливаются контрольно-измерительные пункты в точках дренажа СКЗ и в местах, обеспечивающих контроль за защищенностью всех подземных коммуникаций.

14.2.4. Система пожаротушения

В комплекс мероприятий по пожарной защите БСМТ входят: опо­вещение о пожаре, тушение пожара и его блокировка.

Для ликвидации пожара в резервуарном парке и в помещении ТПУ предусмотрена автоматическая стационарная система пенотушения с использованием пены низкой и средней кратности.

Пожаротушение РВС производится подачей пены низкой кратно­сти в нижний пояс резервуара, непосредственно в слой нефти, исполь­зуя высоконапорные пеногенераторы.

Автоматическая стационарная система послойного пенотушения включает в себя насосную станцию пенотушения, вертикальные стальные резервуары для воды, кольцевую сеть трубопроводов, мем­бранные емкости с пенообразователем, пеногенераторы и датчики пожарной опасности.

Включение в работу насосов пожаротушения автоматическое — от импульсов датчиков пожарной опасности, установленных на резервуа­рах с нефтью и в помещении ТПУ. Одновременно поступает сигнал на открытие соответствующих электрозадвижек на сети раствора пено­образователя для подачи огнегасительных средств к очагу пожара. В ка­честве огнегасительного средства используется фторсодержащий пе­нообразователь типа «легкая вода».

Тушение пожара в других помещениях осуществляется от систе­мы хозяйственно-производственного водопровода, из установленных на ней внутренних пожарных кранов с расходом 5 л/сек. Наружное пожаротушение выполняется от гидрантов, установленных на сети противопожарного водопровода с расходом 10 л/сек.

Блокировка пожара предусматривает защиту сооружений от опасного воздействия высоких температур и осуществляется путем охлаждения водой горящего и соседних резервуаров для нефти. Охлаждение резервуаров емкостью 50 000 куб. м производится при помощи стационарной системы охлаждения, включающей, помимо насосов и кольцевой сети противопожарного водопровода, перфорированные кольца орошения. Включение насосов для подачи воды осуществляется дистанционно.

Резервуарный парк оборудуется пожарными извещателями для
дистанционной передачи команд на включение или выключение насосов пено- и водотушения.

Системы водоснабжения, теплоснабжения, вентиляции и канализации аналогичны системам других наземных объектов нефтегазопроводов.

РЕЗЮМЕ

Морские нефтеналивные терминалы служат для приема сырой нефти и нефтепродуктов из нефтепроводов и нефтепродуктопроводов, хранения и погрузки в танкеры для морской доставки потребителю. Потребителями сырой нефти, как правило, являются нефтеперерабатывающие заводы.

Сырая нефть и нефтепродукты поступают на терминал из магист­ральных трубопроводов. На терминале нефть и нефтепродукты пода­ются на замерные устройства, после которых поступают в резервуа­ры. Из резервуаров нефть и нефтепродукты могут перекачиваться в танкеры или в буферное хранилище.

ЛИТЕРАТУРА

1.Коршак А., Шаммазов А. Основы нефтегазового дела: Учебник.-Уфа: ДизайнПолиграфСервис, 2002.

2.Лаптев А.А. Методология организации управления про строительства наземных объектов магистральных трубопров.- Тюмень: Слово, 2003.

3.Научный опыт создания техносферы специализированного морского нефтеналивного порта: Учебник / Ю.Г. Герман-шахлы, В.В.Попов; Под ред. В.В. Попова. — М.: РКонсульт, 2003.

Содержание

1. Знакомство с предприятием. 2

1.1. Основы техники безопасности. 2

1.2. Основные опасные и вредные производственные факторы, характерные для данного производства. Методы и средства предупреждения несчастных случаев и профессиональных заболеваний. 2

1.3. Пожарная безопасность. 3

1.4. Первая помощь пострадавшим. 4

2. Нефтепроводы и продуктопроводы. Классификация трубопроводов. Технологические схемы. Выбор оптимальной трассы. Мониторинг коррозионного состояния трубопроводов. 5

2.1. Классификация трубопроводов. 5

2.2. Нефтепродуктопровод и его составляющие. 6

2.3. Защита трубопроводов от коррозии. 7

2.4. Выбор оптимальной трассы. 9

3. Компрессорные станции. Описание оборудования, технологические схемы, здания и сооружения. Классификация компрессоров. 11

3.1. Технологическая схема КС. 11

3.2. Классификация компрессоров. 13

4. Резервуарный парк. РВС, системы подготовки и учета товарной продукции. 15

4.1. Типы резервуаров. 15

4.2. Промысловая подготовка нефти. 18

5. Системы сбора нефти, воды и газа на промыслах. Технологические схемы. 22

5.1. Системы сбора нефти на промыслах. 22

5.2. Дожимные нефтеперекачивающие станции. 26

5.3. Центральные пункты сбора нефти. Основные характеристики ЦПС. 27

6. Нефтебазы, схемы и оборудование для учета и хранения нефтепродуктов. и производственные операции, проводимые на них. Наливные и сливные эстакады нефтебаз. АЗС. 28

6.1. Нефтебаза. Классификация нефтебаз. 28

6.2. Количественный учет нефтепродуктов. 30

6.3. Сливоналивные устройства для транспортных средств. 33

6.4. Наливные и сливные эстакады. 35

6.5. Автозаправочные станции. 37

7. Мероприятия по охране окружающей среды. Оборудование для очистки резервуаров, грунта. 39

7.1. Мероприятия по охране окружающей среды. 39

7.2 Очистка грунта. 39

7.3 Зачистка резервуаров. 42

Список литературы.. 43

1. Знакомство с предприятием.

1.1. Основы техники безопасности.

В ходе производственной деятельности на многих участках /рабочих местах/ возникают опасности, которые могут быть причиной несчастных случаев и аварий:

– спускоподъемные операции / нахождение под поднимаемым грузом, в зоне действия ключей АКБ, УМК, на пути вылета шаблона/;

– неподготовленность рабочего места, оборудования механизма или просто небрежная неаккуратная работа;

– несчастный случай может произойти, если нет согласованности в работе, отсутствует или дает неправильные указания непосредственный руководитель работ, старший рабочий, бригадир;

– причиной травмы может быть выполнение рабочим несвойственной им работы, которой они не обучены или не получили дополнительного инструктажа пол технике безопасности.

Поэтому на работе всегда нужно помнить, что несчастный случай может произойти не сам по себе, он подготавливается неправильными действиями, нарушениями правил техники безопасности, которые допускаете вы или ваш коллега по работе.

Широкое внедрение электрической энергии выдвигает необходимость обеспечения безопасности при эксплуатации электроустановок. В условиях работ, опасность поражения электрическим током повышается из-за пользования высоким напряжением от 220 до 6000В, большего числа металлоемкости. Поэтому выявление опасностей, связанных с электрическим током и мероприятия по их предотвращению являются главным условием безопасности применения электрических установок на предприятии

Электрическое действие тока проявляется в раздражении и возбуждении живых тканей организма, а также в нарушении внутренних биологических процессов, протекающих в нормально функционирующем организме. При силе переменного тока более 100 миллиампер, человек практически не может самостоятельно оторваться от токоведущих частей

Необходимо помнить, что нельзя приближаться к токоведущим частям и линиям электропередач, т.к. вокруг них создается мощное силовое поле

Защита от поражения электрическим током постигается различными способами:

– устройство эл. установок, при котором токоведущие части находятся под напряжением, недоступны для случайного соприкосновения;

– устройство заземления или зануления в результате чего при попадании на металлические конструкции эл. установок ток ограничивается до безопасной величины

К перечисленным, эффективным средствам относятся защитные средства:

– диэлектрические подставки, коврики, диэлектрические перчатки и инструмент с диэлектрическими рукоятками.

Следует помнить, что во избежание несчастных случаев, лица не имеющие отношения к эксплуатации эл. установок, не должны допускаться в места их расположения, к производству ремонтных работ в них, замене предохранителей, эл. ламп и другим подобным операциям.

Рабочий инструмент и вспомогательные средства должны быть исправны.

Запрещается применение неисправного или несоответствующего инструмента.

Инструмент в комплектности передается при приеме-сдаче вахт.

1.2. Основные опасные и вредные производственные факторы, характерные для данного производства. Методы и средства предупреждения несчастных случаев и профессиональных заболеваний.

В процессе работы рабочих бригад, цехов могут подвергаться действию опасных и вредных производственных факторов:

– движущихся частей машин и механизмов;

– различных частей подъемно- транспортных машин, устройств по перемещению грузов, открытых подвижных элементов оборудования, инструмента, электрического тока;

– повышенной температуры поверхности оборудования, пониженной температуры воздуха рабочей зоны, высокой влажности воздуха;

– повышенного шума, вибрации, запыленности, загрязненности газами;

– повышенной и пониженной яркости освещения.

Проектирование и сооружение трубопроводных частей сложный процесс, связанный с работой громоздкого тяжелого оборудования и инструмента. Несоблюдение правил безопасности при выполнении той или иной операции, неправильные приемы работы могут привести к несчастному случаю.

Работа на высоте производится только с предохранительными поясами. Перед началом работы необходимо проверить его исправность и срок годности.

Во время работы бурового оборудования, сосудов, механизмов работающих под давлением создаются опасные моменты, поэтому запрещается:

– крепить, раскреплять какое либо оборудование на ходу;

– производить ремонт, смазку вращающихся и движущихся частей механизмов;

– работать с неснятым или незакрепленным механизмом;

– тормозить движущиеся части в ручную или подкладывать для этого трубы или другие предметы;

– запрещается также находиться в опасной зоне;

– нельзя загромождать рабочие места, площадки и проезды;

Перед осмотром или ремонтом механизмов и оборудования, их приводы должны быть отключены, давление в сосуде, трубопроводе должно быть снижено до атмосферного и принять меры против случайного включения. На пусковом устройстве должен быть вывешен плакат «Не включать – работают люди».

Перед пуском агрегата, механизма обязательно нужно световым или звуковым сигналом предупредить остальных членов вахты о пуске.

По окончании работы следует:

– отключить оборудование и механизмы;

– осмотреть их и устранить неисправности;

убрать инструмент и приспособления и привести в порядок рабочее место;

– очистить спецодежду и защитные средства и убрать их в отведенное место.

К обслуживанию сосудов допускаются люди, прошедшие инструктаж по технике безопасности, производственное обучение и проверку знаний.

Во время работы сосудов, механизмов под давлением и нагнетательных трубопроводов запрещается производить ремонт соединения узлов. Отогревать замерзшие элементы сосудов и устройств, находящихся под давлением, можно только паром и горячей водой.

При нахождении на работающем объекте, необходимо соблюдать требования запрещенных знаков, плакатов и т.д. Рабочий, обнаруживший нарушения правил безопасности, предпосылки к аварии или несчастному случаю, обязан принять меры по предотвращению их и доложить об этом мастеру или лицу, заменяющему его.

Нефтяные пары, сероводород представляют серьезную опасность для жизни и здоровья человека, действуют отравляюще. В случае применения открытого огня в местах скопления сероводорода и нефтяных паров, возникают взрывы и пожары.

1.3. Пожарная безопасность.

Обеспечение здоровых и безопасных условий труда на производстве возможно только при соблюдении строгой трудовой дисциплины всех работающих, точным выполнением ими инструкций по охране труда, технике безопасности и пожарной безопасности.

Охрана труда и техника безопасности в нефтяной промышленности имеет ряд специфических особенностей. Это пожароопасность производственных объектов, связанная с наличием углеводородов, которые легко воспламеняются, проникают через не плотности и зазоры, что вызывает необходимость разработки специальных мер по технике безопасности.

Правильное размещение производственных зданий и сооружений, а также объектов бурения, с учетом направления и скорости господствующих ветров, температуры и влажности воздуха ровно, как и правильное расположение дорог на территории предприятия имеет существенное значение в обеспечении пожарной безопасности и успешного тушения возникшего пожара.

Нефтяная промышленность с точки зрения пожарной опасности характеризуется взрыво и огнеопасностью нефти и газа. Источниками воспламенения на предприятиях бурения могут быть механические и электрические искры, заряды статического и атмосферного электричества, нагретые поверхности.

Причинами пожара могут быть также:

– нарушения технологических процессов производства;

– отступление от требований нормативных документов;

– неисправность оборудования и некачественный ремонт его;

– несоответствие оборудования категории производства;

– нарушение противопожарного режима, производственной и трудовой дисциплины.

В каждом здании должен быть назначен приказом ответственный за пожарную безопасность.

В местах проходов различных коммуникаций /трубопроводах, кабельных линий через строительные конструкции/ зазоры заделывают наглухо негорючими материалами.

Запрещено в производственных зданиях устраивать перегородки, бытовки. Деревянные конструкции зданий, чердачных помещений нужно обрабатывать огнестойким материалом.

Все здания и помещения должны обеспечиваться средствами пожаротушения согласно нормам пожарной безопасности.

В многоэтажном административном здании на каждом этаже должен быть пожарный кран, который находится в доступном ящике для хранения рукава ствола, 2-х огнетушителей, дверки должны быть опломбированы, на дверки наносится № ПК-1, № - вызов пожарной охраны.

Производственные цеха - должны быть обеспечены металлическими ящиками для обтирочного материала и пожарными ящиками с противопожарным инвентарем.

Курение на территории предприятия допускается в специально отведенных местах, оборудованных урнами для окурков и емкостями с водой. В этих местах должны быть вывешены надписи «Место для курения».

Запрещается на территории предприятия разведение костров, выжигание травы, нефти, курение в лесу, на торфяниках.

Отогревать замерзшую аппаратуру, арматуру, трубопроводы, задвижки, промывочный раствор разрешается только паром или горячей водой. Использование для этих целей паяльных ламп и других способов с применением открытого огня запрещается.

При небольших пожарах на объектах нефтяной промышленности используют различные средства пожаротушения.

К первичным средствам пожаротушения относятся ручные и передвижные огнетушители, ящики с песком, бочки с водой и ведрами к ним, лопаты, багры, ломы кошма и т.д.

Первичные средства пожаротушения размещают в легко доступных метах.

Огнетушители, установленные на открытом воздухе, защищают от солнечных лучей, осадков. Испытания, проверки и перезарядку огнетушителей проводят в соответствии с действующими требованиями и инструкциями по эксплуатации. Широко распространены ручные огнетушители, предназначенные для тушения пожаров различными огнегасительными веществами.

Каждый рабочий и служащий предприятия, заметив пожар, обязан:

– немедленно вызвать пожарную часть;

– вызвать к месту пожара старшего начальника объекта;

– принять меры по ликвидации пожара первичными и стационарными средствами пожаротушения;

– принять возможные меры к спасению людей, имущества.

1.4. Первая помощь пострадавшим.

При возникновении несчастного случая на участке, в цехе работающие обязаны оказать первую помощь пострадавшему, организовать немедленный вызов скорой помощи и

направить его в медицинское учреждение.

Сообщить немедленно мастеру, начальнику цеха о происшедшем несчастном случае.

2. Нефтепроводы и продуктопроводы. Классификация трубопроводов. Технологические схемы. Выбор оптимальной трассы. Мониторинг коррозионного состояния трубопроводов.

В зависимости от вида транспортируемого продукта различают сле­дующие типы узкоспециализированных трубопроводных систем: нефтепроводы, нефтепродуктопроводы, газопроводы и трубопрово­ды для транспортирования нетрадиционных грузов. Независимо от того, что транспортируется по трубам, все узкоспециализированные системы состоят из одних и тех же элементов:

• подводящих трубопроводов;

• головной и промежуточных перекачивающих станций;

• линейных сооружений;

• конечного пункта.

Основными достоинствами трубопроводного транспорта явля­ются:

1) возможность прокладки трубопровода в любом направлении и на любое расстояние — это кратчайший путь между начальным и конечным пунктами;

2) бесперебойность работы и соответственно гарантированное снабжение потребителей, независимо от погоды, времени года и суток;

3) наибольшая степень автоматизации;

4) высокая надежность и простота в эксплуатации;

5) разгрузка традиционных видов транспорта.

К недостаткам трубопроводного транспорта относятся:

1) большие первоначальные затраты на сооружение магистраль­ного трубопровода, что делает целесообразным применение трубопроводов только при больших, стабильных грузопотоках;

2) определенные ограничения на количество сортов (типов, марок) энергоносителей, транспортируемых по одному трубопроводу;

3) «жесткость» трассы трубопровода, вследствие чего для органи­зации снабжения энергоносителями новых потребителей нуж­ны дополнительные капиталовложения.

2.1. Классификация трубопроводов.

В соответствии с российскими строительными нормами трубопро­воды для добычи и транспортировки газа, нефти и нефтепродуктов подразделяются на четыре группы:

• промысловые трубопроводы;

• технологические трубопроводы;

• магистральные трубопроводы;

• распределительные трубопроводы.

Промысловые трубопроводы прокладываются от скважин к уста­новкам подготовки газа, газового конденсата или нефти на промыс­лах. Они служат для сбора продуктов скважин и их транспортировки на установки комплексной подготовки газа (УКПГ) или установки комплексной подготовки нефти (УКПН), а также для подачи очищен­ного газа, ингибитора и сточных вод под большим давлением в неф­тяные скважины. Обычно диаметры промысловых трубопроводов составляют 100—200 мм; диаметр промыслового коллектора — 500—1000 мм. Давления в промысловых трубопроводах достигают 32 МПа (320 кгс/см²) и более.

Технологические трубопроводы прокладываются на территории УКПГ и УКПН и предназначены для соединения между собой техно­логического оборудования, на котором осуществляется очистка неф­ти или газа от механических примесей, воды и других компонентов.

Магистральные трубопроводы предназначены для дальней транс­портировки подготовленных на промысловых сооружениях нефти, газа, газового конденсата. Кроме того, магистральный трубопровод прокладывается от газоперерабатывающих и нефтеперерабатываю­щих (нефтепродуктопровод) заводов до районов их потребления. Диа­метры магистральных трубопроводов могут быть от 200 до 1400 мм, рабочие давления в них могут составлять от 2,5 МПа (25 кгс/см²) до 10,0 МПа (100 кгс/см²).

Распределительные трубопроводы прокладываются от магист­ральных трубопроводов к местам непосредственного потребления газа или нефтепродуктов. Диаметр таких трубопроводов обычно со­ставляет 100—300 мм, рабочие давления не превышают 1,2 МПа (12 кгс/см²).

Рассмотрим классификацию трубопроводов и их участков по слож­ности строительства.

В соответствии со СНиП 2.05.06-85* «Магистральные трубопрово­ды» магистральные газопроводы подразделяются на два класса в за­висимости от рабочего давления:

• I класс — рабочее давление свыше 2,5 МПа (25 кгс/см²) до 10,0 МПа (100 кгс/см²) включительно;

• II класс — рабочее давление свыше 1,2 МПа (12 кгс/см²) до 2,5 МПа (25 кгс/см²) включительно.

Магистральные нефтепроводы и нефтепродуктопроводы подраз­деляются на четыре класса в зависимости от диаметра трубопровода:

• I класс — диаметр свыше 1000 мм до 1200 мм включительно;

• II класс — диаметр свыше 500 мм до 1000 мм включительно;

• III класс — свыше 300 мм до 500 мм включительно;

• IV класс — 300 мм и менее.

В зависимости от класса трубопровода выбираются безопасные расстояния от трубопровода до строений и сооружений при проекти­ровании.

Наряду с этой классификацией для трубопроводов и их участков ус­тановлены категории, которые требуют обеспечения соответствующих прочностных характеристик (выбора коэффициента условий работы трубопровода при расчете его на прочность, устойчивость и Деформативность), объема неразрушающего контроля сварных соеди­нений и величины испытательного давления. В соответствии со СНиП 2.05.06-85* приняты пять категорий трубопроводов и их участков: В, I, II, III, IV; наиболее высокой категорией является «В», наименьшей — IV. Чем выше категория трубопровода, тем больше принимается объем контроля сварных соединений, выше испытательное давление, меньше коэффициент условий работы трубопровода.

К категории «В» относятся: переходы нефтепровода и нефтепродуктопровода диаметром 1000 мм и более через судоходные водные преграды и несудоходные шириной зеркала воды 25 м и более; газо­проводы внутри зданий компрессорных станций (КС), подземных хранилищ газа (ПХГ), газораспределительных станций (ГРС), нефте­перекачивающих станций (НПС) и др. К участкам IV категории отно­сятся трубопроводы, проходящие по равнинной местности, в устой­чивых грунтах, вдали от строений и сооружений.

Необходимость в такой классификации объясняется различием условий, в которых будет находиться трубопровод на тех или иных участках местности и возможными последствиями в случае разру­шения трубопровода. Так, если газопровод или нефтепровод раз­рушится на равнинной местности, вдали от строений и сооруже­ний и водоемов, то ущерб будет минимальным, а если газопровод разрушится на территории КС или нефтепровод на пересечении водотока, то ущерб будет значительный. Поэтому к таким участкам трубопровода предъявляются более жесткие требования, чем к остальным.

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.

2.2. Нефтепродуктопровод и его составляющие.

Нефтепродуктопроводом (НПП) называется трубопровод, предназна­ченный для перекачки нефтепродуктов.

Современные нефтепродуктопроводы представляют собой слож­ную разветвленную систему, которая в общем случае состоит из ма­гистральной части, подводящих и распределительных трубопроводов, сложных и простых отводов, головной и промежуточных перекачиваю­щих станций (ПС), наливных и конечных пунктов.

Подводящие трубопроводы соединяют нефтеперерабатывающие заводы с головной ПС разветвленного нефтепродуктопровода (РНПП).

Головная перекачивающая станция (ГПС) — это комплекс соору­жений, оборудования и устройств в начальной точке разветвленного нефтепродуктопровода, обеспечивающих прием, накопление, учет и закачку нефтепродуктов в трубопровод.

Промежуточная перекачивающая станция (ППС) — это комплекс сооружений, оборудования и устройств, расположенных в промежу­точной точке РНПП и обеспечивающий дальнейшую перекачку неф­тепродуктов.

Наливные и конечные пункты являются пунктами сдачи нефте­продуктов. Различают пункты налива железнодорожных и автомо­бильных цистерн. Роль конечных пунктов выполняют нефтебазы.

Магистральная часть НПП — это часть разветвленного нефтепро­дуктопровода, имеющая ГПС, в резервуары которой нефтепродукты поступают, как правило, по подводящим трубопроводам непосредст­венно с НПЗ. Магистральная часть отличается тем, что: 1) имеет в на­чале резервуарный парк, рассчитанный на полную пропускную спо­собность РНПП; 2) работает более продолжительное время, чем другие элементы линейной части РНПП; 3) к ней подключены распредели­тельные трубопроводы и отводы.

Распределительные трубопроводы предназначены для поставки нефтепродуктов от магистрали к нефтебазам или наливным пунктам. В начале их предусматривается соответствующая резервуарная ем­кость и собственная головная перекачивающая станция. На распре­делительном трубопроводе большой протяженности может быть не­сколько перекачивающих станций.

Отводом называют часть разветвленного нефтепродуктопровода, предназначенную для подачи нефтепродуктов непосредственно по­требителям. На отводе перекачивающая станция отсутствует, а в его начале резервуарная емкость не предусматривается. Для отвода ха­рактерны периодичность работы и относительно небольшая протя­женность.

2.3. Защита трубопроводов от коррозии.

Способы защиты трубопроводов от наружной коррозии подраз­деляются на пассивные и активные.

Пассивные способы защиты предусматривают изоляцию наруж­ной поверхности трубы от контакта с грунтовыми водами и от блуж­дающих электрических токов, которая осуществляется с помощью противокоррозионных диэлектрических покрытий, обладающих во­донепроницаемостью, прочным сцеплением с металлом, механиче­ской прочностью. Для изоляции трубопроводов применяют покрытие на битумной основе, на основе полимеров и лаков.

Битумная мастика для покрытий содержит минеральный наполни­тель или резиновую крошку для повышения ее вязкости в горячем состоянии и увеличения механической прочности покрытия. Для по­вышения прочности и долговечности битумных покрытий использу­ют бризол и стекловолокнистые материалы.

Покрытия на основе полимеров представляют собой полиэтилено­вые или полихлорвиниловые ленты с применением клея. Ленту нама­тывают на очищенный и загрунтованный трубопровод.

Лаки применяются для защиты наземных трубопроводов от атмо­сферной коррозии.

При длительной эксплуатации трубопроводов, защищенных толь­ко изоляционным покрытием, возникают сквозные коррозионные повреждения уже через 5—8 лет после укладки трубопроводов в грунт вследствие почвенной коррозии, так как изоляция со временем теря­ет прочностные свойства и в ее трещинах начинаются интенсивные процессы наружной электрохимической коррозии. Суть процессов электрохимической коррозии заключается в следующем.

Электрохимическая коррозия (коррозионное разрушение) возника­ет под действием коррозионно-активной среды, разнообразна по ха­рактеру, вызывает большинство коррозионных разрушений трубо­проводов и оборудования. Электрохимическая коррозия протекает с наличием двух процессов — катодного и анодного. Процессы элек­трохимической коррозии протекают по законам электрохимической кинетики, когда общая реакция взаимодействия может быть разделена на следующие, в значительной степени самостоятельные электрод, ные процессы:

а) анодный процесс — переход металла в раствор в виде ионов (в водных растворах, обычно гидратированных) с оставлением эквивалент­ ного количества электронов в металле;

б) катодный процесс — ассимиляция появившихся в металле из­быточных электронов деполяризаторами.

Соответственно для защиты от электрохимической коррозии при­меняются активные способы электрохимической защиты.

Активные способы защиты трубопроводов от наружной коррозии предусматривают создание такого электрического тока, в котором весь металл трубопровода, несмотря на неоднородность его включений, ста­новится катодом, а анодом является дополнительно размещенный в грунте металл. Существуют два вида активной защиты трубопрово­дов от наружной коррозии — протекторная и катодная. При протек­торной защите рядом с трубопроводом размещают более активный ме­талл (протектор), который соединяют с трубопроводом изолированным проводником. Протекторы изготовляют из цинка, алюминия или маг­ниевых сплавов. При катодной защите с помощью источника постоян­ного тока (катодной станции) (рис. 2.1) создают разность потенциа­лов между трубопроводом и размещенными рядом с трубопроводом кус­ками металла (обычно обрезки старых труб, металлолом) так, что на трубопровод подается отрицательный заряд, а на куски металла — по­ложительный. Таким образом, дополнительно размещаемый в грунте I металл как в протекторной, так и в катодной защите, является анодом и подвергается разрушению, а наружная коррозия трубопровода не происходит.

Рис. 2.1. Принципиальная схема катодной защиты трубопровода: 1 — источник постоянного тока; 2 — изолированный электропровод; 3 — трубопровод с поврежденной изоляцией; 4 — анод (заглубленное железо); 5 — дренаж (соединение тела трубы с электропроводом)

Принцип действия протекторной защиты аналогичен работе гальванического элемента (рис. 2.2).

Рис. 2.2. Принципиальная схема протекторной защиты

Два электрода (трубопровод и протектор, изготовленный из более элек­троотрицательного металла, чем сталь) опущены в почвенный электролит и соединены проводником. Так как материал протектора является более электроотрицательным, то под действием разности потенциалов происхо­дит направленное движение электронов от протектора к трубопроводу по проводнику. Одновременно ион-атомы материала протектора переходят в раствор, что приводит к его разрушению. Сила тока при этом контроли­руется с помощью контрольно-измерительной колонки.

Таким образом, разрушение металла все равно имеет место, но не трубопровода, а протектора.

Метод защиты трубопроводов от разрушения блуждающими тока­ми, предусматривающий их отвод (дренаж) с защищаемого сооружения на сооружение — источник блуждающих токов — либо специальное заземление, называется электродренажной защитой.

Применяют прямой, поляризованный и усиленный дренажи (рис. 2.3).

Прямой электрический дренаж — это дренажное устройство двусторонней проводимости. Схема прямого электрического дренажа включает в себя: реостат (R), рубильник (К), плавкий предохрани­тель (П_р) и сигнальное реле (С). Сила тока в цепи «трубопровод-рельс» регулируется реостатом. Если величина тока превысит допустимую величину, то плавкий предохранитель сгорит, ток потечет по обмотке реле, при включении которого срабатывает звуковой или световой сигнал.

Прямой электрический дренаж применяется в тех случаях, когда потенциал трубопровода постоянно выше потенциала рельсовой сети, куда отводятся блуждающие токи. В противном случае дренаж пре­вратится в канал для натекания блуждающих токов на трубопровод.

Поляризованный электрический дренаж — это дренажное устрой­ство, обладающее односторонней проводимостью. От прямого дре­нажа поляризованный отличается наличием элемента односторон­ней проводимости (вентильный элемент) ВЭ. При поляризованном дренаже ток протекает только от трубопровода к рельсу, что исклю­чает натекание блуждающих токов на трубопровод по дренажному проводу.

Усиленный дренаж применяется в тех случаях, когда нужно не толь­ко отводить блуждающие токи с трубопровода, но и обеспечить на нем необходимую величину защитного потенциала. Усиленный дренаж представляет собой обычную катодную станцию, подключенную от­рицательным полюсом к защищаемому сооружению, а положитель­ным — не к анодному заземлению, а к рельсам электрифицирован­ного транспорта.

Следует отметить, что контуры защитных заземлений технологиче­ского оборудования, расположенного на КС, ГРС, НПС и других анало­гичных площадках, не должны оказывать экранирующего влияния на систему электрохимической защиты подземных коммуникаций.

Сооружение устройств электрохимической защиты отличается широким фронтом работ, растянутым на многокилометровой трассе магистрального трубопровода, наличием труднопроходимых для ко­лесного транспорта участков, а также многочисленностью строитель­но-монтажных операций.

Для сооружения электрохимической защиты магистральных тру­бопроводов от коррозии применяются средства и установки катод­ной, электродренажной, протекторной защиты, электрические пере­мычки, контрольно-измерительные пункты и конструктивные узлы типовых проектов.

Пуск, опробование и наладку средств и установок электрохимиче­ской защиты проводят с целью проверки работоспособности как от­дельных средств и установок ЭХЗ, так и системы электрохимической защиты, ввода ее в действие и установления режима, предусмотрен­ного проектом для обеспечения электрохимической защиты участка подземного трубопровода от внешней коррозии в соответствии с дей­ствующей нормативно-технической документацией.

2.4. Выбор оптимальной трассы.

Началу строительства любого магистрального трубопровода предшествует выполнение проекта, включающего выбор трассы, технико-экономические, конструктивные и технологические ха­рактеристики. От того, насколько удачно они определены, в зна­чительной мере зависят эксплуатационные показатели и эко­номическая эффективность будущего трубопровода. Понятно поэтому стремление использовать уже на ранних стадиях проек­тирования как можно больше исходных данных (данные спра­вочного характера, картографический материал, данные поле­вых изысканий и т. п.) с тем, чтобы получить лучшее проектное решение.

На тысячекилометровых расстояниях, которые пересекает трубопровод, встречаются самые разнообразные топографиче­ские, геологические и климатические условия, различные искус­ственные и естественные препятствия (железные и шоссейные дороги, реки, болота, озера, вечномерзлые грунты). При проек­тировании магистрального трубопровода приходится решать комплекс задач, связанных с экономией строительства трубопро­вода, с условиями его строительства, необходимостью кончить строительство в заданный срок с повышенным уровнем надеж­ности. На стадии выбора трассы закладывается фундамент вы­годности и надежности будущей транспортной магистрали. Сюда входит, прежде всего, разработка методов поиска оптимальной трассы. Поиск оптимальной трассы осу­ществляется по цифровой модели. Представление многообразия природных условий цифровой моделью позволило однозначно оценить условия строительства и эксплуатации трубопровода в различных природно-климатических зонах (от Крайнего Се­вера до пустынных районов Средней Азии) и осуществлять про­цесс поиска оптимальных трасс с помощью ЭВМ. Сложность строительства такого линейно-протяженного объекта, как ма­гистральный трубопровод, определяется в значительной мере и тем, что на разных участках трассы требуется применение раз­личных конструктивных схем. Были разра­ботаны методы совмещения задач оптимального трассирования, профилирования и наилучшего распределения конструктивных схем. Это позволяет получить решение задачи о наилучшем проектном решении магистрального трубопровода.

При разработке нового метода проектирования была постав­лена также проблема сохранения окружающей среды при соору­жении и эксплуатации трубопровода. Эта проблема в значитель­ной мере решается разработкой методов размещения запорной арматуры, при которых потери продукта в случае разрыва труб оказываются наименьшими. С этой же целью разработаны ме­тоды выбора наилучших створов и профиля перехода нефте- и газопроводов через реки, а также конструкции подводных трубопроводов, исключающие попадание нефти в водоемы.

На основании выполненных научно-исследовательских работ создана комплексная система новых методов проектирования и изысканий и осуществляется переход на автоматизированное проектирование нефте- и газопроводов. Вместо субъективного выбора 2 – 3-х вариантов по мелкомасштабной карте с помощью ЭВМ стал осуществляться поиск наиболее экономичной трассы, ее профиля, технологических параметров и конструктивных ре­шений с использованием крупномасштабных карт, материалов аэрофотосъемки и съемки, проводимой со спутников. Логическим завершением этой работы является Генеральная технологиче­ская схема автоматизированного проектирования трубопроводов.

Дата добавления: 2014-01-14