Отчет по практике в ООО «Специализированный морской нефтеналивной порт Приморск»

          Содержание

Введение……………………………………………………………………….…….4

1 ООО «Специализированный морской нефтеналивной порт Приморск»…..….5

2 Организация приема и отпуска  нефти…………………………………….……..7

2.1 Технологический процесс приема  нефти ……………………………….…….7

2.2 Технологический процесс налива нефти в танкеры…………………………12

2.3 Причальные сооружения………………………………………………….…...16

2.4 Конструкция стендеров ……………………….………………………………21

3 Резервуарный парк…………………………………………………………….…28

3.1 Состав резервуарного парка  «СМНП Приморск» ……………………….......28

3.2 Конструкция и оборудование  резервуара………………………………….…29

4 Охрана окружающей среды при эксплуатации нефтеналивного терминала....37

4.1 Очистка вод. Очистные сооружения………………………………………..…37

4.2 Ликвидация розливов нефти…………………………………………………...40

Заключение……………………………………………………………………….…49

Список использованных источников……………………………………………...50

Приложение А Технологическая схема «СМНП Приморск»…………….….…..51

Приложение Б Ликвидация аварийного розлива………………………………....52

 

 

 

Введение

 

 Целью производственной практики является закрепление теоретических знаний в области эксплуатации нефтепроводов и нефтехранилищ. Для этого студенты распределяются по предприятиям добычи, транспорта и переработки нефти, где, в течение практики, должны ознакомиться с общей схемой нефтепроводных управлений, нефтебаз, перекачивающих станций и наливных пунктов; с методами и результатами внедрения в производство достижений современной науки и техники; с условиями и результатами работы предприятия; с вопросами научной организации труда и управления производством; социально-экономической жизнью предприятия; приобрести навыки организаторской работы в трудовых коллективах.

 Вторую производственную практику я проходил в Специализированном Морском Нефтеналивном Порте города Приморск (далее ООО «СМНП Приморск»), работая слесарем по ремонту технологического оборудования. В ходе данной практики я ознакомился с основными объектами нефтебазы, причальными сооружениями и основными технологическими операциями по приему и отпуску нефти, что отражено в данном отчете.

        

 

 

 

 

 

 

 

              1 ООО «Специализированный морской нефтеналивной порт Приморск»

               ООО «Специализированный морской  нефтеналивной порт Приморск»   введено в эксплуатацию в 2001 году. ООО «СМНП Приморск» является структурным подразделением ОАО АК «Транснефть» и представляет собой комплекс сооружений и устройств, предназначенных для приема нефти из магистральных нефтепроводов «Кириши – Приморск» и «Палкино – Приморск», хранения и отгрузки  нефти в танкера.

    Проект нефтеналивного порта разработан  ОАО «Гипротрубопровод»,  ОАО «ЛенМорНИИПроект».

    В состав  ООО «СМНП Приморск» входит:

- резервуарный парк  РВСПК 50000 – 18  шт., РВС 3000 –  2 шт., РВС 5000 – 3 шт.;

- подпорная (нефтеналивная)  насосная №1 с системой сбора и откачки утечек;

- подпорная (нефтеналивная)  насосная №2 с системой сбора  и откачки утечек;

- подпорная (нефтеналивная)  насосная №3 с системой сбора  и откачки утечек;

• камера приема средств очистки и диагностики трубопровода №1 МН «Кириши–Приморск»;
• камера приема средств очистки и диагностики трубопровода №2 МН «Палкино–Приморск»;
• фильтры-грязеуловители №1;
• фильтры-грязеуловители №2;
• узлы регулирования №№ 1¸ 8;
• оперативный узел учета (ультразвуковые расходомеры на входе нефтебазы);

- узел  предохранительных клапанов №1;

- узел  предохранительных  клапанов №2;

- два коммерческих  узла учета нефти, принимаемой  с МН;

- четыре коммерческих  узла учета нефти, отгружаемой  на экспорт;

- резервный узел учёта  нефти при отгрузке через причалы  №№ 3, 4;

- технологические трубопроводы;

- четыре нефтеналивных  причала, три вспомогательных  причала; 

- стендерное оборудование  с четырьмя  маслостанциями;

- системы: водоснабжения, теплоснабжения, вентиляции, канализации, пожаротушения, электроснабжения, телемеханики, АСУ, связи;

-  производственно  – бытовые здания и сооружения.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2 Организация  приема и отпуска нефти

         2.1 Технологический процесс приема  нефти 

         Прием нефти осуществляется с  двух магистральных нефтепроводов  – МН Ду 700 «Ярославль – Кириши - Приморск» и МН Ду 1000 «Ярославль – Палкино - Приморск». (см. приложение А)

2.1.1  Нефть по подводящему  магистральному нефтепроводу  Ду700мм  с давлением 0,15 – 0,5МПа поступает  на узел приема средств очистки  и диагностики (СОД №1) ООО «СМНП Приморск», далее через приемные задвижки №№ 203.1 (1-2), 203.3 (3-2), 203.4 (4-2) направляется на фильтры-грязеуловители (ФГУ №1). Перепады давления в фильтрах-грязеуловителях должны контролироваться не реже одного раза в 12 часов, а после проведения работ на линейной части не реже одного раза в час. При достижении перепада давления на фильтре-грязеуловителе равном указанному в п. 8.1 Приложения 1 и более он должен быть отключен и очищен. Для очистки фильтров-грязеуловителей отключить задвижки №№ 21.5, 21.6 - для фильтра № 1; задвижки №№ 21.3, 21.4 – для фильтра № 2; задвижки №№ 21.1, 21.2 - для фильтра № 3, предварительно включив резервный фильтр-грязеуловитель. Для опорожнения камеры СОД и ФГУ предусмотрена емкость Е-6 объемом 40 м³ с насосом 12НА 9х4. Опорожнение камеры СОД осуществляется открытием задвижек №№ 10Д, 4Д, 5Д. Опорожнение ФГУ открытием задвижек №№ 12Д, 13Д, 14Д. Раскачка емкости Е-6 производится в технологический трубопровод Ду700 запуском насоса  12НА 9х4 при открытой задвижке № 6Д.

 Далее нефть, очищенная от механических примесей, парафино-смолистых отложений, посторонних предметов, через две измерительные линии оперативного узла учета нефти (ОУУН), а при выводе ОУУН из работы, через байпасную линию поступает на коммерческий узел учета нефти СИКН №941 и далее в технологические трубопроводы резервуарного парка РВСПК-50000м³ №№ 1 ¸ 18. Прием нефти в резервуарный парк ООО «СМНП Приморск» осуществляется по третьей технологической линии. В отдельных случаях при повреждении или проведении плановых работ на третьей технологической линии и при отсутствии танкера под погрузкой прием можно осуществлять по первой или второй технологическим линиям.

 Нормальный режим работы  СИКН №941, состоящего из трех  измерительных линий – две  измерительные линии в работе, одна в резерве. При выводе СИКН №941 из работы прием нефти осуществляется через задвижку №515 при закрытых задвижках № 514, 515 без захода на узел учета нефти. Блок измерения качества (БИК№941) и отбор проб принимаемой нефти осуществляется независимо от работы узла учета нефти. Вывод из работы БИК№941 осуществляется задвижками № 280, 281.

  Для защиты технологических  трубопроводов и арматуры резервуарного  парка от превышения давления  на ООО «СМНП Приморск» установлены  предохранительные клапаны «Leser» с задвижкой № 22.1. Давление срабатывания предохранительных клапанов указано в п. 9.3 Приложения 1. Сброс нефти от предохранительных клапанов предусмотрен в технологические резервуары РВС-3000 №№ 25, 26. В случае роста давления на площадке предохранительных клапанов свыше указанного в п. 9.1 Приложения 1 автоматически открывается задвижка № 22.1. и сброс нефти в резервуары РВС-3000 №№ 25, 26 производится минуя предохранительные клапана. После сброса нефти от предохранительных клапанов либо по линии задвижки № 22.1. сбросные линии должны быть освобождены от нефти. Раскачка РВС -3000 №№ 25, 26 и сбросных линий производится при закрытых задвижках №№ 22.1., 23.7. насосом НПВ 3600-90-3 №5 по второй технологической линии через задвижки №№ 23.4., 22.91., 22.92. в третью технологическую линию. Раскачка возможна НПВ 3600-90-3 №4 с выкидом в первую технологическую линию, либо НПВ 3600-90-3 № 2,3 с выкидом через пятую технологическую линию в линию №1 в один из РВСПК-50000 с предварительным замером уровня нефти в нем. Раскачка РВС-3000 производится до нормативного нижнего уровня, после чего останавливается насосный агрегат и закрываются задвижки №№ 22.91., 22.92. Раскачка сбросной линии осуществляется до «срыва» насоса с постоянным контролем давления на выкиде агрегата, после остановки насоса, закрывается задвижка № 23.4., открывается задвижка № 23.7.

  2.1.2 Нефть по подводящему  магистральному нефтепроводу  Ду1000мм  с давлением 0,15 – 0,5МПа поступает  на узел приема средств очистки  и диагностики (СОД №2) ООО «СМНП  Приморск», далее через приемные задвижки №№ 302, при приеме средств очистки и диагностики, через задвижки №№ 301, 303 при закрытой №302 направляется на фильтры-грязеуловители (ФГУ №2). Перепады давления в фильтрах-грязеуловителях должны регистрироваться не реже одного раза в 12 часов, а после проведения работ на линейной части не реже одного раза в час. При достижении перепада давления на фильтре-грязеуловителе равном указанному в п. 8.4 Приложения 1 или более, он должен быть отключен и очищен. Для очистки фильтров-грязеуловителей отключить задвижки №№ 304, 305 - для фильтра № 4; задвижки №№ 306, 307 – для фильтра № 5; задвижки №№ 308, 309 - для фильтра № 6, предварительно включив в работу резервный фильтр-грязеуловитель. Опорожнение ФГУ №2   производится в емкость Е-9 объемом 40м³ с насосом 12НА 9х4, открытием дренажных задвижек №89Д – для фильтра №4, №90Д – для фильтра №5, 91Д – для фильтра №6. Для опорожнения   камеры СОД №2 предусмотрена емкость Е-7 объемом 40 м³ с насосом 12НА 9х4. Опорожнение камеры СОД осуществляется открытием задвижек №№ 82Д, 83Д, 88Д. Раскачка емкости Е-7 производится в технологический трубопровод Ду 500 между задвижками №303 и 301 запуском погружного насоса на открытую задвижку №86Д, при закрытых задвижках № 85Д, 87Д, 88Д. 

   Далее нефть, очищенная от механических примесей, парафино-смолистых отложений, посторонних предметов, проходит через узел предохранительных клапанов с задвижкой №315, срабатывающей на открытие при достижении давления в технологическом трубопроводе (п. 9.2 Приложения 1) и при прохождении сигнала «максимально-аварийного уровня». Давление срабатывания предохранительных клапанов (указано в п. 9.4 Приложения 1), предназначенных для защиты трубопроводов и запорной арматуры резервуарного парка от превышения давления. Сброс нефти от предохранительных клапанов предусмотрен в технологические резервуары РВС-5000 №№ 27, 28, 29. В случае роста давления на площадке предохранительных клапанов свыше указанного в п. 9.2 Приложения 1 автоматически открывается задвижка № 315 и сброс нефти в резервуары РВС-5000 №№ 27, 28, 29 производится минуя предохранительные клапана. После сброса нефти от предохранительных клапанов либо по линии задвижки № 315 сбросные линии должны быть освобождены от нефти. Раскачка РВС -5000 №№ 27, 28, 29 и сбросных линий производится насосом НПВ 1250-60-2/3 № Н26 в приемный трубопровод Ду1000 через выкидную   задвижку №573 насосного агрегата,  №577 – УТЗ №35,    при закрытых задвижках №№ 389, 574, 405, 408, 410, 315 и открытых задвижках №№ 316, 317, 318, 319.  Раскачка РВС-5000 производится до нормативного нижнего уровня, после чего останавливается насосный агрегат и закрываются задвижки №№ 412, 573, 319а, 316, 317, 318.  Раскачка сбросной линии осуществляется до «срыва» насоса с постоянным контролем давления на выкиде агрегата, при открытых задвижках №№ 319а, 319, 412, 573  и закрытых №№ 315, 316, 317, 318, 358, 574, 405, 408, 410. После остановки насоса, закрывается задвижка № 412, 573, 577, 319а, 319. 

   С узла предохранительных  клапанов нефть поступает на  коммерческий узел учета нефти СИКН №940 и далее в технологические трубопроводы резервуарного парка РВСПК-50000м³ №№ 1 ¸ 10 в соответствии с операционной картой приема нефти. Прием нефти в резервуарный парк ООО «СМНП Приморск» осуществляется по третьей технологической линии. В отдельных случаях при повреждении или проведении плановых работ на третьей технологической линии прием можно осуществлять по первой или второй технологической  линии.

   Нормальный режим работы  СИКН №940, состоящего из шести  измерительных линий – пять измерительных линий в работе, одна в резерве. При выводе СИКН №940 из работы прием нефти осуществляется через задвижку №313 при закрытых задвижках № 312, 314 без захода на узел учета нефти. Блок измерения качества (БИК№940) и отбор проб принимаемой нефти осуществляется независимо от работы узла учета нефти. Вывод из работы БИК№940 осуществляется задвижками № 278, 279.

  Непосредственное управление  технологическим процессом приема  и размещения нефти в резервуарном  парке производит сменный диспетчер с пульта АРМ-3 по согласованной со старшим диспетчером СМНП согласно технологической схеме приема.

  Диспетчер ООО «СМНП Приморск»  получает от диспетчерской службы  АК «Транснефть» плановое задание  на прием, размещение и отгрузку  нефти согласно маршрутных поручений и графика отгрузки.

  При заполнении резервуара  до уровня на 1000 мм  ниже верхнего  нормативного уровня открывается  коренная задвижка следующего  резервуара, подготовленного для  приема нефти с МН.  При уровне  в заполняемом резервуаре на 60 мм ниже нормативного верхнего уровня открывается секущая задвижка резервуара подготовленного для приема нефти с МН,   после того как секущая задвижка подготавливаемого к приему резервуара откроется на 100%, закрывается секущая и коренная задвижка по 3-ей линии на резервуаре, в который велся прием.

  При заполнении резервуаров  оперативный персонал руководствуется  «Технологической картой по эксплуатации  резервуаров товарного парка  ООО «Спецморнефтепорт Приморск». 

 Диспетчер, заполнив группу  резервуаров в объеме необходимом для судовой партии, производит технологические переключения и направляет поток нефти в следующую группу РВС для формирования судовой партии на следующий танкер.

  На заполненном резервуаре  после двухчасового отстоя оператором  товарным и лаборантом химического анализа совместно с оператором ПСП Великолукского РНУ ООО «Балтнефтепровод» производится замер уровня и отбор проб нефти. В химической лаборатории инженером–химиком организуется комплексное обследование отобранных партий нефти с выдачей результата анализа диспетчеру и инженеру по качеству отдела ТТО.

  В случае прихода некондиционной  партии нефти (с повышенным  содержанием воды, хлористых солей,  серы) диспетчер СМНП сообщает  телефонограммой диспетчеру ООО  «БМН», АК «Транснефть», заместителю генерального директора по ТТО и начальнику отдела ТТО. Организует ее прием в отдельный резервуар, согласно «Регламента приема некондиционной нефти», с последующим отстоем нефти в резервуаре и дренажом подтоварной воды через зумпфовую систему резервуара в промливневую канализацию. По остальным параметрам с целью улучшения качества готовит технологическую схему смешения нефти с другими партиями. По окончании дренирования воды и смешения нефти повторно производится отбор проб и анализ качества нефти.

  2.1.3 В соответствии с 23333.08.000–ТТ 2-х часовой прием нефти из магистрального нефтепровода «Кириши - Приморск» в условиях срабатывания от перелива или срабатывания предохранительных клапанов , установленных на входе НБ, достигается за счет сброса нефти в 2 резервуара РВС 3000 №25, 26, а из магистрального нефтепровода «Палкино - Приморск» в 3 резервуара РВС 5000 №27, 28, 29.