Нефтебазовое хозяйство. Сооружение оборудования, основные схемы

Негосударственное образовательное учреждение

Среднего профессионального образования

«Нефтяной техникум»

КОНТРОЛЬНАЯ РАБОТА

ПО ДИСЦИПЛИНЕ

«Основы нефтегазового производства»

ТЕМА: «Нефтебазовое хозяйство»

Варианта 9

Выполнил(а) студент(ка) заочного отделения 1 курса группы 1ИБ16 Специальность: Дата выполнения:	Заметаев Андрей Владимирович «Помощник бурильщика» «17» декабря 2017 г.
Проверил преподаватель: Волохин Евгений Аркадьевич В результате рецензирования получил оценку: __________, имеются замечания:___________________________ ________________
	Контрольную работу принял(а) _______________________________ Дата принятия: «___»_______2017 г. Рег. №_________________________

Ижевск

Г.

Содержание

1. Введение: Характеристика основных объемных показателей добычи нефти и газа в России (перспективы, развитие).……………………………………..3

2. Технологический процесс……………………………………………………..16

2.1 Нефтебазовое хозяйство. Сооружение оборудования, основные схемы…16

3. Список литературы…………………………………………………………….19

 

 

Характеристика основных объемных показателей добычи нефти и газа в России (перспективы, развитие)

В настоящее время около 80% первичных энергоносителей составляют углеводородные ресурсы, которые вовлекаются в народнохозяйственный оборот благодаря деятельности нефтяной и газовой отраслей. Под отраслью промышленности понимается совокупность предприятий и организаций, характеризующаяся общностью выполняемых функций в системе общественного разделения труда или производимой продукции. В соответствии с этим, нефтяная и газовая промышленность представляют собой совокупность хозяйствующих субъектов, обеспечивающих разведку, строительство скважин, добычу, транспортировку, переработку и реализацию нефти, газа и продуктов их переработки. Данные отрасли обладают рядом отличительных особенностей, к числу которых следует отнести:

- комплексность и тесную технологическую взаимосвязь различных стадий производства и использования ресурсов;

- самостоятельность в подготовке сырьевой базы;

- высокую капиталоемкость и большую степень риска инвестиций;

- невоспроизводимый характер добываемых ресурсов и ограниченность в каждый момент времени лучших по качеству и расположению месторождений;

- ориентацию в развитии главным образом на отечественные ресурсы;

- большие масштабы и широкую географию размещения скоплений нефти и газа; - динамизм;

- инерционность;

- тесную связь со всеми отраслями народного хозяйства.

Помимо этого следует отметить важную роль нефтегазового сектора в обеспечении экономической независимости, энергетической безопасности страны и возможности использования факта обладания ресурсом и производственным потенциалом для решения внешнеполитических задач. Нефтяная промышленность в настоящее время производит 12 - 14% промышленной продукции, обеспечивает 17-18% доходов федерального бюджета и более 35% валютных поступлений.

Сырьевая база формирует более 2200 нефтяных, нефтегазовых и нефтегазоконденсатных месторождений. Около 80% запасов находится в 1230 эксплуатируемых месторождениях. Степень разведан- ности начальных суммарных ресурсов нефти по стране в целом составляет 33%, варьируя по отдельным районам от 0,8 до 90,8%. В «Энергетической стратегии России на период до 2020 года» отмечается ухудшение ресурсной базы РФ, доля трудноизвлекаемых запасов в стране возросла с 36 до 55%, а с 1994 г. приросты запасов существенно меньше объемов текущей добычи. Ресурсы нефти категорий СЗ, Д1, Д2 приурочены к меньшим по размерам и более сложно построенным месторождениям по сравнению с разведанными запасами. Ожидается открытие 25% неразведанных ресурсов на глубине 3-5 км и еще 25% - на глубинах свыше 5 км. Главными причинами ухудшения состояния сырьевой базы является естественное истощение недр и резкое сокращение объема инвестиций, направляемых в эту сферу. Прогнозные ресурсы нефти в основном сосредоточены в Западной и Восточной Сибири, на Дальнем Востоке и шельфах дальневосточных и северных морей.

Добыча нефти в 90-е годы систематически снижалась. Так, если в 1990 г. она составляла 516 млн т, то в 1998 г. - 303,4 млн т. Начиная с 1999 г., добыча стала увеличиваться и в 2004 году составила 458,1 млн т. Благоприятная ценовая конъюнктура на мировых рынках нефти в этот период способствовала росту объема инвестиций в отрасль, что обеспечило наращивание объемов эксплуатационного и разведочного бурения. В настоящее время фонд добывающих скважин превышает 143 тыс., имея устойчивую тенденцию к росту. Постоянно увеличивается количество вновь вводимых нефтяных месторождений. Негативное воздействие на уровень добычи как и ранее оказывали значительный объем бездействующих скважин и снижение продуктивности действующего фонда. Несмотря на наметившееся сокращение в последние годы, более 25% скважин числятся бездействующими. Среднесуточный дебит по эксплуатационному фонду с 1990 г. уменьшился почти на 35%. Вместе с тем, с 1995 г. наблюдается его стабильное увеличение по новым скважинам. Большинство эксплуатируемых месторождений находится в завершающей стадии, что обусловливает высокий уровень обводненности продукции, который в среднем по ним превышает 60%.

Дальнейшее развитие нефтедобычи в условиях ухудшения качества запасов, роста числа вводимых месторождений с небольшими объемами и трудно извлекаемыми запасами требует применения новых эффективных технологий добычи, методов увеличения нефтеотдачи пластов, интенсификации разработки залежей.

В соответствии с «Энергетической стратегией России до 2020 года» прогнозный уровень добычи нефти предполагается в пределах 400 - 500 млн т. Ресурсный потенциал новых районов значительно ниже, чем в освоенных, что обусловливает возрастание' капиталоемкости продукции и необходимость привлечения больших объемов инвестиций. Для решения данной задачи важное значение приобретает широкое использование режима СРП, который в перспективе может обеспечить заданные объемы добычи и гарантировать необходимые объемы инвестиций.

Нефтеперерабатывающая промышленность представлена 28 НПЗ топливного, топливно-масленого и масленого профиля, имеющими производственную мощность около 300 млн. т. Годовые объемы переработки нефти в последние годы систематически возрастают. Так, за период с 1999 по 2004 г. они возросли с 169 до 194,1 млн. т, что способствовало наращиванию объемов производства основных нефтепродуктов. Несмотря на это, уровень использования производственных мощностей остается на уровне 65% при максимально экономичном уровне загрузки 80-85%, увеличивает и без того высокие издержки в нефтепереработке.

Нефтеперерабатывающими заводами России освоены практически все известные в мировой практике технологические процессы, однако в настоящее время среднеотраслевая глубина переработки нефти находится на уровне 65-70%. Главной причиной сложившегося положения является ориентация в развитии данной подотрасли на первичные процессы переработки и максимизации производства мазута. Данная политика привела к тому, что вторичные процессы, углубляющие переработку нефти, занимают лишь около 10% по отношению к первичным процессам, что значительно ниже величины данного показателя в развитых странах Западной Европы и США.

На отечественных НПЗ очень высока степень износа основных фондов, превышающая 80%, что обусловлено их неудовлетворительной возрастной структурой и дефицитом инвестиций, направляемых в эту сферу.

В связи с этим основные направления развития нефтепереработки связаны с модернизацией и коренной реконструкцией действующих НПЗ, с опережающим наращиванием мощностей вторичных процессов, повышением качества нефтепродуктов, обеспечением сырьем нефтехимической промышленности.

Энергетической стратегией РФ предусматривается увеличение объемов переработки нефти к 2015-2020 гг. до 220-225 млн т в год с параллельным ростом глубины переработки до 75-80% в 2010 г. и 85%-к2020г.

Основным видом транспорта нефти и нефтепродуктов являются магистральные трубопроводы. В настоящее время на территории России эксплуатируется около 48 тыс. км нефтепроводов, 24 тыс. км нефтепродуктопроводов и 400 насосных станций. Система обладает резервуарной емкостью более 13 млн м³. Наиболее интенсивное ее развитие происходило в период 1960-1980 гг., благодаря чему объемы транспортировки увеличились до 500 млн т в год, средняя дальность перекачки при этом выросла почти в три раза. Существенное негативное влияние на состояние нефтепроводной системы оказали распад СССР и структурная перестройка нефтяной промышленности, снизившие ее производственные возможности, разрушившие устоявшиеся потоки нефти, что способствовало снижению загрузки трубопроводов и ухудшению экономических показателей хозяйственной деятельности.

Современная возрастная структура трубопроводов неперспективна, поскольку более 60% общей протяженности магистральных нефтепроводов имеют возраст более 20 лет, причем треть их эксплуатируется более 30 лет. Отсутствие централизованного финансирования и дефицит собственных средств организаций по транспорту нефти и нефтепродуктов обусловливают резкое сокращение темпов развития системы и объемов работ по технической реконструкции основных фондов. Неразвитость трубопроводной транспортной инфраструктуры является одной из причин, сдерживающих развитие перспективных нефтегазоносных провинций Восточной Сибири и Дальнего Востока.

Вместе с тем, последние годы наметилось некоторое улучшение состояние дел в этой сфере. Введены в действие первая и вторая очереди Балтийской трубопроводной системы, нефтепровод Суходольная-Родйоновская, позволившие увеличить наши экспортные возможности благодаря выходу к Балтийскому морю и расширению мощностей нефтеналивного терминала в г. Новороссийске. Предполагаемая программа по строительству новых трубопроводов направлена на формирование не только потоков экспорта нефти и нефтепродуктов для решения стратегических целей России, но и на развитие внутреннего рынка нефти и нефтепродуктов.

Газовая промышленность в годы проведения радикальных экономических реформ, сохранив свою целостность, проявила себя наиболее устойчивой и эффективной отраслью топливно-энергетического комплекса. Обеспечивая более 45% внутреннего энергопотребления, она создает более четверти валютной выручки и около 20% налоговых поступлений в доходную часть государственного бюджета.

Ситуация, сложившаяся в настоящее время в сырьевой базе газовой промышленности, значительно благоприятнее, чем в Других отраслях топливно-энергетического комплекса, в том числе и в нефтяной промышленности.

В России разведанные запасы, равные 47 трлн. м, сосредоточены в 770 газовых, газоконденсатних и газонефтяных месторождениях, из которых 338 с разведанными запасами 21,6 трлн м вовлечены в разработку, а 73 подготовлены к промышленному освоению. Большая часть запасов (92%) находится на суше и лишь 3,8 трлн м - на море. Особенность их географического размещения заключается в том, что 78% находится в пределах Западно-Сибирского региона, 10% в Европейской части РФ, а в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке 4%.

Общие потенциальные ресурсы, при степени разведанности территории РФ равной 24,5%, оцениваются в 236 трлн м³. Сырьевой базе газовой отрасли свойственна высокая концентрация запасов, что создает благоприятные условия для вовлечения их в разработку. Так, в 20 уникальных месторождениях (более 500 млрд м³ в каждом) содержится 75% всех запасов (Уренгойское, Ямбургское, Медвежье и др.), а в 115 крупных (запасы каждого от 30 до 500 млрд м³) - 22%. Таким образом, более 90% запасов сосредоточено в месторождениях, ввод в эксплуатацию которых обеспечит высокие темпы прироста добычи при благоприятных технико-экономических показателях.

Весьма существенно для характеристики ресурсной базы отечественной тазовой промышленности то, что более 60% запасов находится в распоряжении ОАО «Газпром». На начало 2005 года общество и входящие в него организации имели 170 лицензий на право добычи и геологическое изучение недр. В зоне интересов ОАО «Газпром» на шельфе России выявлено более 60 структур и открыто 12 месторождений. Отсутствие бюджетного финансирования и дефицит отраслевых источников привели к резкому снижению средств, выделяемых на эти цели.

Вызванное этим сокращение объема работ, расформирование геолого-разведочных организаций, партий нарушило стабильность функционирования этой сферы и отрицательно сказалось на темпах воспроизводства сырьевой базы. Начиная с 1994 года, приросты запасов не компенсируют добычу. При годовых объемах добычи около 600 млрд м³ они находятся на уровне 200-250 млрд м³ (в 2004 г. он составил 378 млрд м³). В перспективе сырьевая база газовой отрасли будет характеризоваться усложнением структуры запасов, снижением эффективности геолого-разведочных работ и уменьшением размеров открываемых месторождений. Снизится доля метановых газов и возрастет удельный вес этано- и сероводородсодержащих газов. В связи с этим возрастет потребность в средствах на их разведку, добычу, транспорт и переработку.

В целом отечественная газовая промышленность на современном этапе располагает надежной сырьевой базой для обеспечения достигнутого уровня добычи газа на длительный период (обеспеченность составляет около 80 лет), а также существенного наращивания объемов при соответствующей динамике спроса на газ как на внутреннем, так и на внешнем рынках.

Экономический кризис, охвативший все отрасли народного хозяйства России в 1990-е годы, не мог не отразиться негативно на динамике объемов добычи газа. Стабильность функционирования отрасли, и, прежде всего, ОАО «Газпром», обеспечившей надежное снабжение природным газом всех потребителей, создало для них благоприятный климат в чрезвычайно сложных условиях перехода к рынку, позволивший им выжить в этот период и осуществить необходимую организационную и структурную перестройку. Несмотря на неплатежи за газ и связанные с этим трудности по финансированию воспроизводства мощностей, отрасль сохранила производственный потенциал, что позволило избежать обвального сокращения уровня добычи газа. Вместе с тем, начиная с 1992 г., началось ее снижение, продолжающееся до настоящего времени. Если в 1991 г. добыча составляла более 640 млрд м³, то в 2001 г. она составила 581 млрд м³. Главной внешней причиной явилось уменьшение платежеспособного спроса внутри страны. Сокращение объема добычи наблюдается по основным газодобывающим организациям, входящим в состав ОАО «Газпром» (000«Уренгойгазпром», «Ямбург Газдобыча», «Надым-Газпром», «Оренбург Газпром»). Это объясняется вступлением уникальных и крупных месторождений, определяющих величину текущей добычи, в стадию падающей добычи. Так, например, годовой темп снижения добычи по месторождениям Медвежье и Уренгойское уже превысил 5%-й рубеж. Несмотря на это, определяющую роль в добыче природного газа играют газодобывающие организации Западной Сибири и прежде всего ООО «УренгойгазпроМ» и «Ямбурггаздо- быча» (около 70%). Главной внутренней причиной, обусловливающей снижение объемов добычи, является сокращение среднесуточного дебита газовых скважин, который за последнее десятилетие сократился более чем на 20%, причем по вновь вводимым скважинам - вдвое.

Основной мерой, способной компенсировать указанное снижение продуктивности газовых скважин, считается бурение новых на эксплуатируемых и вводимых в разработку месторождениях. Отсутствие достаточных объемов средств на эти цели способствовало сокращению объемов буровых работ. Некоторое оживление в этой сфере наблюдается в последние годы. Так, в 2003 году закончено строительство 495 скважин, что почти в полтора раза больше, чем в 2003 году. По состоянию на начало 2005 года общий фонд газовых скважин составил 9,3 тыс. ед., в том числе эксплуатационный - 6,6 тыс. скважин. Постоянно наращивается количество горизонтальных скважин, дебит которых в несколько раз превышает аналогичный показатель по вертикальным скважинам.

Существенное влияние на динамику уровня добычи газа в России оказывает обновленная концепция развития ОАО «Газпром», в соответствии с которой первоочередная задача состоит не в наращивании объема добычи топлива, как это было в предшествующий период, а в расширении возможности гибкого маневра энергоресурсами для увеличения эффективной деятельности и прибыльности компании. Такая идеология предусматривает увязку размера добычи газа с размером платежеспособного спроса, с рациональным использованием имеющихся запасов газа и предусматривает приоритетность финансовых результатов за объемными показателями. Развитие и расширение внутреннего и внешнего рынков газа требует, в соответствии с Энергетической стратегией, доведения уровня добычи газа до 650 млрд м в 2010-м и 700 млрд м³ в 2020 г. Причем перспективными планами ОАО «Газпром» в этой сфере предусматривается поддержание добычи в объеме 530 млрд м³. В связи с этим, объемы, обеспечиваемые независимыми производителями, должны возрасти до 170 млрд м³. При соответствующих условиях в ближайшей и среднесрочной перспективе наращивание объемов добычи газа будет обеспечиваться за счет прироста мощностей на эксплуатируемых и ввода в разработку новых месторождений Надым-Пур-Тазовского региона, который и в настоящее время является базовым в обеспечении текущей добычи. Большие перспективы связаны с освоением богатейших газовых ресурсов п-ва Ямал, где по 26 уже разведанным месторождениям запасы превышают 10 трлн м3.

Увеличение в структуре запасов доли конденсатосодержащих газов создает предпосылки для наращивания объемов его добычи. К 2010 году предполагается доведение его до 40-47 млн т, что почти в три раза выше текущего уровня.

Важнейшим элементом созданной за прошедший период Единой системы газоснабжения является магистральный транспорт газа, обеспечивающий связь потребителей газа в России, странах ближнего и дальнего зарубежья с добывающими и перерабатывающими объектами.

В настоящее время протяженность газотранспортных систем РФ превышает 150 тыс. км. На линейных и дожимных компрессорных станциях в эксплуатации находится более 4000 газоперекачивающих агрегатов общей установленной мощностью 43 млн кВт. Подавляющая часть системы находится в ведении ОАО «Газпром». Существующая газотранспортная система обеспечивает стабильную подачу газа российским и зарубежным потребителям. Наиболее бурное ее развитие происходило в 60-80-е годы, в связи с чем одной из главных проблем на современном этапе является большой физический износ, обусловленный значительным возрастом объектов. Так, 58% газопроводов находится в эксплуатации более 20 лет, значительное количество газоперекачивающих агрегатов выработали установленный моторесурс, а средний коэффициент полезного действия находится на уровне 22-24%. Поэтому главной целью в этой сфере деятельности является обеспечение надежного газоснабжения при соблюдении технической и экологической безопасности газопроводов и энергосбережение. Эти задачи предусматриваются принятой программой реконструкции и технического перевооружения действующих газопроводов, реализация которой имеет приоритетный характер по отношению к новому строительству. Главными направлениями работ по линейной части является замена труб (40% общего объема работ), а на компрессорных станциях установка новых агрегатов в старых зданиях компрессорных Цехов (64%).

Параллельно с этим решается проблема энергосбережения, поскольку при замене агрегатов на КС устанавливаются машины с КПД равным 32-38%, что позволяет на 25-30% сократить потребление газа на технологические нужды и снизить объем вредных выбросов в атмосферу.

Учитывая, что данный передел характеризуется большой капитала- и ресурсоемкостью, стратегия дальнейшего ее развития базируется на концепции минимизации финансовых и материально-технических ресурсов. В этих условиях ввод в действие новых мощностей и обеспечение надежности газоснабжения будет осуществляться исходя из существующей и перспективной загрузки, а также технического состояния действующих газопроводов. Как правило, сооружение новых участков предполагается лишь для присоединения новых месторождений к действующей системе или строительства газораспределительных сетей для наращивания использования сетевого газа в отраслях народного хозяйства. Так, например, в 2001 г. для ввода в разработку Заполярного месторождения был построен соединительный газопровод диаметром 1420 мм протяженность 214 км.

Вместе с тем, для увеличения подачи газа на европейские рынки строится трехниточная система газопроводов «Ямал - Европа», а с целью диверсификации и повышения надежности поставок газа в Южную Европу и Турцию реализуется проект «Голубой поток», предусматривающий строительство уникального участка газопровода по дну Черного моря.

Важнейшим средством создания резервов в Единой системе газоснабжения (ЕСГ) России и регулирования неравномерности газопотребления является подземное хранение газа (ПХГ). Для решения указанных задач на территории России используется 24 объекта хранения, активная емкость которых составила в 2005 г. более 60 млрд м³.

Причем 6 из них создано в водоносных структурах, а 18 - в истощенных газовых и газоконденсатных месторождениях. На них пробурено более 2,5 тыс. эксплуатационных скважин, а установленная мощность КС превысила 860 тыс. кВт. Максимальный суточный отбор газа систематически возрастает. Так, если в 1994 г. он составлял 280 млн м³, то к началу осенне-зимнего периода 2004-2005 гг. он составил более 470 млн м. Достигнутый уровень развития системы ПХГ не обеспечивает в полном объеме решение задач по регулированию неравномерности и резервированию надежности газоснабжения. В связи с этим в перспективе до 2030 г. предполагается расширение системы с увеличением годового отбора газа в 1,7-2,5 раза. За пределами РФ имеются мощности по хранению газа на территории Германии, Украины и Латвии, в которых накоплены запасы в объеме около 8 млрд м³.

Наличие в извлекаемой из продуктивных пластов смеси углеводородов сопутствующих ценных компонентов (сера, гелий, этан, пропан и др.) обусловливает необходимость функционирования газоперерабатывающего производства. В настоящее время в структуре ОАО «Газпром» работают шесть ГПЗ общей установленной мощностью по газу 52,5 млрд м³, а по нестабильному конденсату и нефти - 27 млн т. Фактически в 2004 г. было переработано около 33 млрд м³ газа и 11 млн т нестабильного конденсата. Наибольшие мощности сосредоточены на Оренбургском газоперерабатывающем комплексе, в состав которого входит помимо ГПЗ еще и гелиевый завод.

Годовые объемы переработки на нем, определяемые уровнем добычи газа на Оренбургском нефтегазоконденсатном месторождении, превышают в настоящее время 20 млрд м³. По мере истощения запасов и снижения объемов добычи они будут уменьшаться. Развитие газоперерабатывающего производства связано с деятельность Астраханского, Сургутского и Сосногорского ГПЗ и Уренгойского газохимического комплекса. Основными видами продукции являются этан, пропан, бутан, широкая фракция, гелий, сжиженный газ, бензин, сера и др. В последние годы Оренбургский и Астраханский ГПЗ обеспечили более 90% всего производства серы в РФ.

Дальнейшее развитие газопереработки связано с более глубокой переработкой газа и конденсата, расширением газохимических процессов и производства моторных топлив.

 

 

Погружной асинхронный электродвигатель служит для привода электроцентробежного насоса, электродвигатель крутит вал насоса, на котором расположены ступени.

Принцип действия насоса можно представить следующим образом: жидкость, засасываемая через приемный фильтр, поступает на лопасти вращающегося рабочего колеса, под действием которого она приобретает скорость и давление. Для преобразования кинетической энергии в энергию давления жидкость, выходящая из рабочего колеса, направляется в неподвижные каналы переменного сечения рабочего аппарата, связанного с корпусом насоса, затем жидкость, выйдя из рабочего аппарата попадает на рабочее колесо следующей ступени и цикл повторяется. Центробежные насосы рассчитаны на большую скорость вращения вала.

Запуск насоса обычно производят при закрытой задвижке на нагнетательном патрубке (при этом насос потребляет наименьшую мощность). После запуска насоса задвижку открывают.

При конструировании погружных насосов для добычи нефти к их ступеням предъявляются особые требования: несмотря на ограниченные размеры, они должны развивать высокие напоры, отличаться простотой сборки, обладать высокой надежностью.

В многоступенчатых погружных насосах принята конструкция ступени с “плавающим”, свободно перемещающимся вдоль вала, рабочим колесом, закрепленным лишь при помощи шпонки для восприятия крутящего момента. Осевое усилие, возникающее в каждом рабочем колесе, передается соответствующему направляющему аппарату и воспринимается далее корпусом насоса. Такая конструкция ступени позволяет собрать на очень тонком валу (17 - 22 мм.) большое количество рабочих колес.

Для уменьшения силы трения направляющий аппарат снабжен кольцевым буртиком необходимой высоты и ширины, а рабочее колесо - опорной шайбой (обычно из текстолита). Последняя, являясь еще и своего рода уплотнением, способствует уменьшению перетока жидкости в ступени. Учитывая, что на некоторых режимах работы насоса (например, во время запуска при открытой задвижке, при Нст близком к нулю) осевые силы могут быть направлены вверх и колеса могут всплывать, для уменьшения силы трения между верхним диском рабочего колеса и направляющим аппаратом также применяют промежуточную шайбу из текстолита, но меньшей толщины.

В зависимости от условий работы для изготовления ступеней применяют различные материалы. Обычно рабочие колеса и направляющие аппараты погружных электронасосов изготовляют путем отливки из специального легированного чугуна с последующей механической обработкой. Состояние поверхностей и геометрия проточных каналов рабочего колеса и направляющего аппарата существенно влияют на характеристику ступени. С увеличением шероховатости значительно снижается напор и КПД ступени, поэтому при отливке рабочих органов ЭЦН необходимо добиваться необходимого качества поверхностей проточных каналов.

 

 

Нефтебазовое хозяйство. Сооружение оборудования, основные схемы

Нефтебаза — это комплекс зданий, сооружений и устройств для приёма, хранения, перегрузки с одного вида транспорта на другой и отпуска нефти и нефтепродуктов. Различают перевалочные, призаводские и распределительные нефтебазы. Перевалочные нефтебазы предназначены для перегрузки с одного вида транспорта на другой или на тот же вид транспорта: из морских танкеров и барж в речные, из ж.-д. маршрутов в отдельные цистерны и т.п. Призаводские нефтебазы бывают сырьевые (приём, хранение сырья, подлежащего переработке, подготовка его к переработке) и товарные (приём нефтепродуктов с установок, хранение нефтепродуктов и отгрузка). Как правило, сырьевые и товарные нефтебазы объединяются в одно хозяйство, располагаемое на территории, общей с заводом, или в непосредственной близости от него. Распределительные нефтебазы снабжают непосредственно предприятия, а также отпускают нефтепродукты в мелкой таре. Формально они делятся на областные, районные, железнодорожные, водно-железнодорожные, водные, трубопроводные и глубинные. Нефтебазы этого типа имеют ограниченный район действия, ёмкость резервуарного парка их сравнительно небольшая. Многие нефтебазы одновременно выполняют смешанные функции — перевалочных, заводских и распределительных. Проектирование таких нефтебаз выполняет огромную роль в дальнейшем функционировании базы. Условно все нефтебазы можно разделить на две группы. К первой группе относятся нефтебазы, являющиеся самостоятельными предприятиями, а также товарно-транспортные и сырьевые цеха нефтяных промыслов, нефтеперерабатывающих заводов и магистральных трубопроводов, располагающих мощным резервуарным парком (более 2000 м³). Ко второй группе относятся нефтебазы, входящие в состав предприятий и имеющие общий объем резервуарного парка для хранения легкоиспаряющихся нефтепродуктов не превышающий 2000 м³. Такая классификация использовалась согласно нормам, действовавшим в 1970г.

Согласно современных норм, нефтебазы подразделяются:

По общей вместимости и максимальному объему одного резервуара — на категории, в соответствии со СНиП 2.11.03-93;

По функциональному назначению — на перевалочные, перевалочно-распределительные и распределительные;

По транспортным связям поступления и отгрузки нефтепродуктов — на железнодорожные, водные (морские, речные), трубопроводные, автомобильные, а также смешанные водно-железнодорожные, трубопроводно-железнодорожные и т.п.);

По номенклатуре хранимых нефтепродуктов — на нефтебазы для легковоспламеняющихся и горючих нефтепродуктов, а также нефтебазы общего хранения;

По годовому грузообороту — на пять классов в соответствии с таблицей ВНТП 5-95.

По значимости, проводимые на нефтебазе операции, делятся на основные и вспомогательные.

К основным операциям относятся такие как:

1) Прием нефтепродуктов, доставляемых на нефтебазу в железнодорожных вагонах, нефтеналивных судах, по магистральным нефтепроводам, автомобильным и воздушным транспортом и в мелкой таре (контейнерах, бочках);

2) Хранение нефтепродуктов в резервуарах и в тарных хранилищах;

3) Отгрузка нефтепродуктов и нефтей по железной дороге, автомобильным, водным и трубопроводным транспортом;

4) Компаундирование (от англ. Compound – составной, смешанный, смешение) нефтепродуктов.

К вспомогательным операциям относятся:

1) Очистка и обезвоживание нефтепродуктов;

2) Строительство нефтебаз;

3) Ремонт технологического оборудования, зданий и сооружений;

4) Эксплуатация энергетических установок и транспортных средств.

Объемы основных и вспомогательных операций зависят от категории нефтебазы и программы их производственной деятельности.

В целях организации четкого и бесперебойного проведения всех операций, а также из соображений противопожарной безопасности все объекты нефтебаз распределены по зонам.

Зона железнодорожных операций включает сооружения для погрузки и разгрузки нефтепродуктов и нефтей. В этой зоне размещаются: железнодорожные подъездные пути, сливо-наливные эстакады, насосные для перекачки нефтепродуктов, операторная для обслуживающего персонала эстакады.

Зона водных нефтегрузовых операций включает сооружения для погрузки и разгрузки нефтепродуктов, перевозимых водным транспортом. В этой зоне размещаются: морские и речные грузовые пристани (пирсы и причалы), насосные, береговые резервуарные парки, технологические трубопроводы, операторные.

Зона хранения представлена следующими объектами: резервуарными парками, технологическими трубопроводами, насосными, операторными.

Зона оперативная, в которой производится отпуск нефтепродуктов мелкими партиями в автоцистерны, контейнеры и бочки, имеет: автоэстакады для налива нефтепродуктов в автоцистерны, разливочные для налива нефтепродуктов в бочки, склады для затаренных нефтепродуктов, лаборатория для анализа качества нефтепродуктов, тарные склады и пр.

Зона вспомогательных сооружений, предназначенных для обслуживания нефтебазы, включает: механическую мастерскую, котельную, электростанцию или трансформаторную подстанцию, цех по производству и ремонту нефтяной тары, водопроводные и сантехнические сооружения, материальный склад, топливный склад для нужд нефтебазы, объекты противопожарной службы.

Зона административно-хозяйственная, в которую могут входить: контора нефтебазы, пожарное депо, здание охраны нефтебазы, гараж.

Зона очистных сооружений, может включать: нефтеловушку для отделения нефтепродуктов

 

Список литературы

1. Бекиров Т.М. Первичная переработка природных газов. - М.: Химия,
1987.

2. Бобрицкий Н.В., Юфин В.А. Основы нефтяной и газовой промы­
шленности. - М: Недра, 1988.

3. Большаков Г.Ф. Восстановление и контроль качества нефтепродуктов.
-Л. Недра, 1977.

4.Бунчук В.А. Транспорт и хранение нефти, нефтепродуктов и газа. - М.:
Недра, 1977.

5. Вадецкий Ю.В. Бурение нефтяных и газовых скважин. - М.: Недра,
1993.

6. Коротаев Ю.П., Ширковский А.И. Добыча, транспорт и подземное
хранение газа. - М.: Недра, 1984.

7. Коршак А.А., Шаммазов A.M. Основы нефтегазового дела. - Уфа:
Дизайн Полиграф Сервис, 2001.

8. Середа Н.Г., Муравьев В.М. Основы нефтегазового дела. - М.: Недра,
1980.

9. Абузова Ф.Ф., Алиев Р.А, Новоселов В.Ф. и др. Техника и технология
транспорта и хранения нефти и газа. / Под редакцией Новоселова В.Ф. - М.:
Недра, 1992.

10. Тугунов П.И., Новоселов В.Ф., Абузова Ф.Ф. и др. Транспорт и
хранение нефти и газа. - М.: Недра, 1975.

11. Чуракаев A.M. Переработка нефтяных газов. - М.: Недра, 1983.

12. Элияшевский И.В. Технология добычи нефти и газа. - М.: Недра,
1985.

13. Эрих В.Н., Расина М.Г., Рудин М.Г. Химия и технология нефти и газа.
-Л.: Химия, 1972.