Отчет по практике в ООО «Балтнефтепровод»

ВВЕДЕНИЕ

 

Трубопроводный транспорт нефти в настоящее время является основой российской системы нефтеобеспечения. Система магистральных нефтепроводов представляет собой ключевое звено топливно-энергетического комплекса страны и играет роль важнейшего фактора его стабильности и экономического развития.

Трубопроводный транспорт нефти наиболее экономичен и экологически безопасен по сравнению с другими видами транспорта. Характерной  чертой данного вида транспорта  является  высокий уровень технического оснащения и автоматизации производственных операций.

В настоящее время важнейшими задачами является обеспечение бесперебойного процесса приема-сдачи нефти, повышение пропускной способности магистральных нефтепроводов, промышленной и экологической безопасности транспортировки, контроль качества поставляемой нефти, координация действий грузополучателей и грузоотправителей в рамках действующей нефтяной инфраструктуры.

Для выполнения этих задач выполняются значительные объемы работ по диагностике, техническому перевооружению, реконструкции и капитальному ремонту объектов магистральных нефтепроводов.

Открытое акционерное общество «Акционерная компания по транспорту нефти «Транснефть» (сокращенно ОАО «АК «Транснефть») является самым крупным предприятием нефтепроводного транспорта в нашей стране и самой крупной компанией в мире по транспорту нефти. Являясь естественной монополией (Компания на 100 % принадлежит государству), система магистральных нефтепроводов ОАО «АК «Транснефть» покрывает 40% территории России, на которой проживает более 60% ее населения, обеспечивая транспортировку 93% объема всей добываемой нефти в Российской Федерации.

В системе эксплуатируется почти 70 тысяч км магистральных трубопроводов, 500 насосных нефтеперекачивающих станций, свыше 20 млн. кубометров резервуарных емкостей. Ежегодно по системе магистральных нефтепроводов компании «Транснефть» перекачивается порядка 450 млн. тонн нефти, включая нефть стран СНГ. В системе работает более 70 тысяч человек.

Общество с ограниченной ответственностью «Балтийские магистральные нефтепроводы» является одним из дочерних предприятий в составе ОАО «АК «Транснефть».

ООО «Балтнефтепровод» осуществляет прием, сдачу, хранение и транспортировку нефти по территории пяти субъектов Российской Федерации: Ленинградской, Ярославской, Псковской, Тверской и Новгородской областей (рисунок 1).

 

Рисунок 1 – Схема нефтепроводов ООО «Балтнефтепровод»

 

Общество эксплуатирует более 3,2 тысяч км магистральных нефтепроводов (в однониточном исчислении) диаметром от 720 до 1020 мм, 16 нефтеперекачивающих станций, резервуарный парк общей вместимостью около 600 тысяч кубических метров, подводные переходы, в том числе через такие крупные реки, как Волга, Нева и Волхов.

ООО «Балтнефтепровод» поставляет сырьё на Московский нефтеперерабатывающий завод, Ярославский и Киришский заводы нефтеоргсинтеза.

В структуру ООО «Балтнефтепровод» входят два районных нефтепроводных управления (Великолукское РНУ, Ярославское РНУ) с территориальным расположением в г. Ярославле, в г. Великие Луки и База производственно-технического обслуживания и комплектации оборудования (БПТО и КО), расположенная во Всеволожском районе Ленинградской области (рисунок 2).

 

Рисунок 2 – Организационная структура ООО «Балтнефтепровод»

 

Основные направления деятельности:

- организация и обеспечение транспорта нефти по системе магистральных нефтепроводов Северо-Западного региона РФ на нефтеперерабатывающие заводы России, а также на экспорт;

- эксплуатация и техническое обслуживание объектов нефтепроводного транспорта, капитальный и текущий ремонт оборудования;

- обеспечение надежности, экологической и промышленной безопасности магистральных нефтепроводов;

- решение задач научно-технического прогресса в трубопроводном транспорте нефти, внедрение новых видов технологий, техники и материалов [6].

Целью данного отчета является приведение характеристики ООО «Балтнефтепровод», Ярославского РНУ, полученной в ходе прохождения второй производственной практики.

В отчете будет дана характеристика предприятия, рассмотрен участок одного из действующих нефтепроводов, описана работа НПС «Палкино», приведена характеристика её резервуарного парка.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1 Характеристика предприятия

 

В период с 1943 по 1948 годы для обеспечения Северо-Западного региона страны, а также центральной части России топливом, маслами и другими продуктами началось строительство крупнейших нефтеперерабатывающих заводов в Нижнем Новгороде, Ярославле, Москве.

17 октября 1951 г. приказом Министра  нефтяной промышленности было  организовано Татарское товаро-транспортное управление (ТТТУ) в городе Бугульме Татарской АССР для обеспечения нефтью нефтеперерабатывающих заводов.

В результате в 1957 г. по вновь построенному нефтепроводу Альметьевск-Горький нефть пришла на Ново-Горьковский НПЗ. В 1963 году первая нефть по нефтепроводу Горький-Ярославль диаметром 800 мм пошла на Ново-Ярославский НПЗ. В том же году приказом начальника Главнефтеснаба № 164 от 7 декабря 1963 г. было создано Ярославское районное нефтепроводное управление в составе ТТТНУ, позднее переименованное в УСЗМН.

В 1965 г. вступила в действие нефтеперекачивающая станция «Филино». Одновременно шло строительство нефтепровода «Ярославль-Кириши» протяженностью 524 км, который был принят в эксплуатацию в 1969 году. В 1971 г. заработали НПС «Степаньково» и «Залесье». В дальнейшем введены в эксплуатацию НПС «Быково» (1973г.), НПС «Правдино» и «Песь» (1975г.)

В связи с развитием мощностей на Киришском НПЗ было построено 5 лупингов нефтепровода «Ярославль-Кириши». Производительность нефтепровода возросла до 20 млн.т. в год. Коллективу Ярославского РНУ в период с 1978 по 1983 годы довелось участвовать в строительстве и освоении крупнейшего в мире нефтепровода Сургут-Полоцк с нефтеперекачивающими станциями «Филино», «Залесье», «Ярославль-3», «Палкино», «Инякино» (в то время НПС «Филино», «Залесье», «Инякино» входили в состав Ярославского РНУ) [6].

В зоне обслуживания Ярославского районного нефтепроводного управления введены в эксплуатацию:

1969 год — нефтепровод «Ярославль - Кириши-I»;

1969 год — нефтепровод «Горький - Ярославль»;

1978 год — нефтепровод «Ярославль - Москва»;

1981 год — нефтепровод «Сургут - Полоцк»;

2001 год — нефтепровод «Ярославль - Кириши-II»;

2003 год — нефтепровод «Палкино - Приморск».

Сегодня Ярославское районное нефтепроводное управление обслуживает нефтепроводы, пролегающие по территории Ярославской, Тверской и Новгородской областей. В его ведении находятся шесть магистральных нефтепроводов (МН) общей протяженностью в однониточном исполнении 1939,59 км, в трассовом исполнении 773 км:

-  МН «Ярославль - Кириши-I» (диаметр трубы 720 мм) длиной 477 км;

-  МН «Ярославль - Кириши-II» (диаметр трубы 720 мм) длиной 483,359 км;

-  МН «Сургут - Полоцк» (диаметр трубы 1020 мм) длиной 184,09 км;

-  МН «Палкино - Приморск» (диаметр трубы 1020 мм) длиной 387 км;

-  МН «Горький - Ярославль» (диаметр трубы 820 мм) длиной 38,6 км;

-  МН «Ярославль - Москва» (диаметр трубы 720 мм) длиной 104 км;

- перемычка ЛПДС «Ярославль» - НПС «Ярославль-3» (диаметр трубы 500 мм) длиной 44 км;

-  отвод МН «Сургут - Полоцк» на ЛПДС «Ярославль» (диаметр трубы 820 мм) длиной 25,034 км.

и шесть нефтеперекачивающих станций:

- линейная производственно-диспетчерская станция «Ярославль» (с резервуарным парком объемом 240 тыс. м3);

- нефтеперекачивающая станция «Ярославль-3» (с резервуарным парком объемом 90 тыс. м3);

- нефтеперекачивающая станция «Палкино-1,2» (с резервуарным парком объемом 95 тыс. м3);

-   нефтеперекачивающая станция «Правдино-1,2»;

-   нефтеперекачивающая станция «Быково-1,2»;

-    нефтеперекачивающая станция «Песь-1,2».

Кроме того, в состав Ярославского РНУ входят аппарат управления (АУЛ), автотранспортный цех (АТЦ), центральная ремонтная служба (ЦРС), эколого-аналитическая лаборатория (ЭАЛ), химико-аналитическая лаборатория (ХАЛ) и центральный склад.

Аппарат управления осуществляет общее руководство и общий контроль деятельности всех структурных подразделений.

Автотранспортный цех обеспечивает все структурные подразделения транспортом и техникой.

Центральная ремонтная служба занимается комплексом профилактических, диагностических, аварийно-восстановительных и ремонтных работ на линейной части магистральных нефтепроводов.

Эколого-аналитическая лаборатория производит лабораторные замеры и исследования проб грунта, воды и воздуха для определения отклонений фактических значений выбросов вредных веществ установленным по нормативам).

Химико-аналитическая лаборатория производит замеры и исследования проб нефти для определения основных качественных показателей перекачиваемой нефти и её соответствия установленным стандартам.

Центральный склад обеспечивает хранение, распределение по подразделениям и учет товарно-материальных ценностей.

 

2 Характеристика участка нефтепровода «Сургут – Полоцк»

 

Нефтепровод «Сургут-Полоцк» был введен в эксплуатацию в 2003 г. По техническому проекту он является частью балтийской трубопроводной системы (БТС), связывающей месторождения нефти Тимано-Печерского, Западно-Сибирского и Урало-Поволжского районов с морским портом Приморск..

Работы по строительству нефтепровода «Сургут-Полоцк» проводились в 1980-1981 гг. В качестве проектной организации выступал институт «Гипротрубопровод» и ОАО «Институт «Нефтегазпроект». Строительные работы выполняли тресты «Москазпроводстрой», «Свармонтаж», «Брянсктрубопроводстрой», «Союзгазспецстрой», «Щёкингазстрой», «Ленгазспецстрой».

Внешний диаметр трубопровода «Сургут-Полоцк» – 1020 мм. Толщина стенки трубопровода в зависимости от местности (условий залегания) варьируется в пределах от 7,5 до 16 мм. Тип труб – прямошовные, спиралешовные.

Для перекачки нефти по нефтепроводу «Сургут-Полоцк», расположенному в зоне обслуживания Ярославского РНУ, имеются:

-  ЛПДС «Ярославль», расположенная вблизи г. Ярославль;

-  НПС «Палкино», расположенная вблизи г. Мышкин.

Их описание представлено в таблице 2.1.

 

Таблица 2.1 – Нефтеперекачивающие станции по трассе нефтепровода

Наименование	На каком км расположена	Высотная отметка, м	Рабочее давление по проекту, МПа
			На входе	На выходе
НПС"Ярославль-3"	2448км	147,7	1,15	5,4
НПС"Палкино"	2539км	123,9	2,8	5,9

 

 

 

Свойства перекачиваемой по данному трубопроводу нефти приведены в таблице 2.2.

 

Таблица 2.2 – Характеристика перекачиваемой нефти

Наименование	Плотность при 20 С, кг/м3		Максимальная вязкость		Минимальная вязкость		Массовая доля серы, %
	макс	мин	вязкость, сСт	температура, град. С	вязкость, сСт	температура, град. С	макс	мин
Проектная	867	855	20	20	10	20	1,39	1,05
Фактическая	867,2	855,7	14,67	20	11,4	20	1,39	1,05

 

Нефтепровод «Сургут-Полоцк» в зоне обслуживания Ярославского РНУ пересекает:

-  Большие и малые водотоки: р. Улейма, р. Волга, р. Сутка , р. Сить, р. Лойка, р. Десна, р. Молога, р. Кабожа, р. Кушавера, р. Песь ;

-  Ж/д дороги: Ярославль – Москва ;

-  Автодороги: Ярославль – Москва , Ярославль – Москва (старая), Ярославль – Петелино , Сабельницы – Бойтово , Ярославль – Курба , Мордвиново – Курба.

Нормативная глубина залегания нефтепровода – 0,8 м.

Для пуска скребков с целью диагностирования и очистки трубопровода от асфальто-смолистых отложений имеются КПП СОД (камера приема-пуска средств очистки и диагностики), установленные на ЛПДС «Ярославль», НПС «Палкино». Также КПП СОД имеются на резервных нитках трубопроводов при переходе через реки.

Для перекрытия общего потока рабочей среды в трубопроводе имеется 50 задвижек (включая задвижки на КПП СОД), а для удаления воздуха из трубопровода или его впуск в участки, где образовался вакуум, имеется 39 вантузов.

Максимальная отметка профиля трубопровода над уровнем Балтийского моря – 173,23 м, а минимальная – 145,46 м.

Покрытие нефтепровода на данном участке – комбинированное, нормального и усиленного типов. Также для защиты нефтепровода от коррозии имеется 9 установок катодной защиты.

Для контроля за параметрами рабочей среды, за состоянием нефтепровода и др. на протяжении всего нефтепровода установлены различные контрольно-измерительные приборы: манометры, датчики давления, контрольно–измерительные колонки, сигнализаторы прохождения скребка. Также трубопровод оборудован параметрической системой обнаружения утечек.