Отчёт по практике в ОАО "Сургутнефтегаз"

┌─────────────────┬─────────────────┬──────────────────┬────────────────┐

│  Номер и дата   │   Должность,    │  Дата проверки   │     Подпись    │

│    приказа о    │  фамилия, имя,  │  знания Правил   │ ответственного │

│   назначении    │    отчество     │   котлонадзора   │      лица      │

├─────────────────┼─────────────────┼──────────────────┼────────────────┤

│                 │                 │                  │                │

Записи администрации о ремонте  и реконструкции трубопровода

┌────────────────┬─────────────────────────────┬────────────────────────┐

│  Дата записи   │ Перечень работ, проведенных │ Подпись  ответственного │

│                │ при ремонте и реконструкции  │          лица          │

│                │    трубопровода; дата их    │                        │

│                │         проведения          │                        │

├────────────────┼─────────────────────────────┼────────────────────────┤

│                │                             │                        │

Записи результатов освидетельствования  трубопровода

┌─────────────────┬─────────────────────────────┬───────────────────────┐

│      Дата       │         Результаты          │    Срок следующего    │

│освидетельствова-│     освидетельствования     │  освидетельствования  │

│       ния       │                             │                       │

├─────────────────┼─────────────────────────────┼───────────────────────┤

│                 │                             │                       │

└─────────────────┴─────────────────────────────┴───────────────────────┘

Трубопровод зарегистрирован за N ________ в _____________________________

________________________________________________ г. _____________________

     (наименование регистрирующего органа)

В паспорте пронумеровано ______ страниц  и прошнуровано всего ____________

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

_________________________________________________________________________

             (должность регистрирующего лица и его подпись)

М.П.

 

"___"____________ 20__ г.

 

Технологические схемы.

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

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

Рис 1  . Пример принципиальной технологической  схемы нефтепровода.

 

 

 

 

 

 

Современные методы диагностики коррозионного  состояния магистральных нефтепроводов.

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

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

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

При измерениях разности потенциалов  между трубопроводами и землей используют, как правило, высокоомные показывающие, самопишущие и интегрирующие  приборы (для зон блуждающих токов). Временные электроды сравнения  устанавливают на минимальном расстоянии от трубопровода. Если электрод устанавливают  на поверхности земли, то желательно поместить его над осью трубопровода. В качестве электрода сравнения  используют медносульфатные неполяризующиеся электроды (МСЭ). Стальные электроды сравнения допускается применять только в зонах действия блуждающих токов при больших амплитудах колебаний измеряемых потенциалов. Средний равновесный электродный потенциал углеродистой стали в грунтах составляет (-0,45)÷(-0,55) В по МСЭ. Трубопроводы, пролежавшие много лет в грунте, отличаются по значению потенциала от вновь уложенных. Отклонения потенциала от среднего значения обычно не превышает 100÷200 мВ.

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

Удельное электрическое  сопротивление грунта определяется для  выявления участков трассы прокладки  трубопровода с высокой коррозионной активностью грунта, требующей от защиты от коррозии, а также для  расчета катодной и протекторной защиты. Удельное электрическое сопротивление  грунта по трассе трубопровода определяют с интервалами 100÷500 м. На действующей  сети трубопроводов измерения проводят через каждые 100÷200 м. вдоль трассы на расстоянии 2÷4 м. от оси трубопровода. Определение выполняется измерителями сопротивления  и потенциометрами  В качестве электродом можно применять  стальные стержни длиной 250 ÷350 мм. и  диаметром 15÷20 мм.

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

 

 

 

 

 

 

 

Компрессорные станции. Типы компрессорных станций

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

На магистральных газопроводах различают три основных типа КС:

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

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

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

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

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

 

 

Технологическая схема КС и режимы работы оборудования.

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

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

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

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

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

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

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

К характерным особенностям работы запорной арматуры на МГП и КС относятся: 
- высокое давление транспортируемого газа (до 7,5 МПа); 
- относительно высокая температура газа на выходе КЦ (60-70 0С); 
- наличие в составе газа механических примесей и компонентов, вызывающих коррозию металла и др. 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Резервуарный парк.

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

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