Организация технологического процесса приема нефти на нефтебазах «Грушовая» и «Шесхарис»

http://www..ru/

1. Историческая справка

Днем образования нефтебазы считается 9 января 1967 г. когда приказом Черноморского экспортного управления Краснодарского управления ГНС № 3 от 09.01.67 г. она была выделена в самостоятельное предприятие.

Строительство перевалочной нефтебазы «Грушовая» явилось продолжением строительства комплекса сооружений новой перевалочной нефтебазы в районе Новороссийска.

Строительство нефтебазы началось со строительства автодороги через Макхотский перевал в 1962 г. и было закончено в декабре 1963 г. Первоначально она предназначалась для подвоза рабочих, строительного материала и оборудования и выполнялась вчерне (только гравийное покрытие).

Уникальным инженерным сооружением нефтебазы является тоннель с уложенными в нем трубопроводами для перевалки нефти и нефтепродуктов. Строительство тоннеля было начато в августе 1962 г. управлением «Киевметрострой» и велось с двух сторон (северной и южной). Благодаря высокой квалификации и мастерству маркшейдера отряда № 4 Батиенко Ю. В. «сбойка» была выполнена с такой точностью, что несовпадение осей тоннеля составило всего 10 см. Это можно наблюдать и визуально. При длине тоннеля в 3 км и открытого противоположного выхода, можно увидеть лучи света, стоя с другой стороны тоннеля.

Общестроительные работы были завершены в 1965 г. Начались работы по прокладке нефтепродуктопроводов, которые были закончены в июне 1967 г.

Строительство двухсторонней железобетонной сливной эстакады для слива мазутов из железнодорожных вагонов-цистерн в межрельсовые желоба и сливной эстакады для слива нефти и дизтоплива было начато в октябре 1963 г. а закончено в июне 1967 г. Была построена железная дорога Крымск-Грушовая.

В 19 563 г. началось строительство резервуарного парка на 300 тыс. м³. Строительство заглубленных резервуаров из сборных железобетонных панелей вели в два этапа: сначала ЖБР-10 000 (№№ 21−38), а затем ЖБР-10 000 (№№ 39−50).

Применение газоуравнительной системы позволило уменьшить потери нефти.

В дальнейшие годы были применены различные усовершенствованные системы и аппараты: гидроразмыва донных отложений, новая двухсторонняя эстакада, «NELES"-узел регулирования потока нефти.

Нефтебаза «Грушовая» расположена в урочище Грушовом, что в долине речки Богаго, северо-западнее Новороссийска. База находится о зоне активной сейсмичности. В зимне-весенний период существует большая вероятность оползней. В связи с этим проводятся меры по укреплению горных пластов.

Нефтебаза «Грушовая» является одной из главных точек в России по транспортировке нефти и нефтепродуктов. Функции нефтебазы заключаются в приеме, хранении, отдачи нефти и нефтепродуктов. Главный прием нефти происходит через Тихорецкие нефтепроводы из западной Сибири, а также Анастасиевская (местная). Дальше нефть отправляется на нефтеналивной причал, а потом на танкер.

На данный момент нефтебаза характеризуется следующими параметрами:

2. Технологический процесс приема нефти в резервуары ПНБ

«Грушовая» из МН «Тихорецк-Новороссийск-1» Ду 500,

«Тихорецк-Новороссийск-2» Ду 800, из МН «Крымск-Грушовая»

Ду 300, по железнодорожному транспорту

1. Прием нефти из трубопровода Тихорецк — Новороссийск 1 Ду 500 мм ведется по технологическим трубопроводам №№ 30А и 32 или 30А и 30 в резервуары: ЖБР-10 000, РВСпк-50 000, РДПК-50 000.

2. Прием нефти из трубопровода Тихорецк — Новороссийск 2 Ду 800 мм ведется по технологическому трубопроводу № 30 в резервуары РВСпк-50 000, РДПК-50 000 (в исключительных случаях — в резервуары ЖБР-10 000).

3. Прием нефти из трубопровода Крымск — Грушовая Ду 300 мм ведется по технологическому трубопроводу № 10 в резервуары ЖБР-10 000.

4. О начале каждой перекачки по магистральному трубопроводу диспетчер Краснодарского РДП извещает диспетчера нефтебазы «Грушовая» телефонограммой или факсограммой, текст которой записывается в Журнал входящих телефонограмм.

5. Диспетчер нефтебазы «Грушовая» сообщает телефонограммой диспетчеру Краснодарского РУМН о готовности к приему нефти только после того, как убедится в том, что приемные задвижки на резервуаре, а также задвижки на технологических трубопроводах, открыты, а в резервуаре, подготовленном к приему нефти, имеется достаточная свободная емкость.

6. Все записи об операциях с запорной арматурой заносятся в оперативный журнал диспетчера нефтебазы «Грушовая».

7. Прием нефти в резервуары ведется через системы придонной циркуляции (гидроразмыва). В случае неисправности системы гидроразмыва диспетчер обязан перевести прием нефти в резервуар через трубу прямого налива. Во вновь введенных в эксплуатацию резервуарах РВСпк-50 000 и РДПК-50 000 прием нефти производится через приемо-раздаточные устройства. Размыв парафинистых отложений в таких резервуарах ведется с помощью винтовых мешалок (устройств «Диоген»), которые должны включаться по графику, утвержденному главным инженером нефтебазы.

8. Производительность приема нефти в один резервуар не может превышать значения, указанного в технологической карте резервуара.

9. При заполнении резервуара необходимо строго контролировать по показаниям уровнемера уровень нефти в нем, соблюдая нормативный уровень, до которого наполняется резервуар согласно его технологической карте. В случае неисправности уровнемера эксплуатация резервуара запрещена до устранения неисправности.

10. Управление запорной арматурой на резервуаре и на технологических трубопроводах осуществляется диспетчером, из центрального диспетчерского пункта, с помощью системы телемеханики ТМ-700 и микропроцессорной системы управления. В случае неисправности системы телемеханики управление запорной арматурой ведется с площадок КИП и, А (ПКУ, ЩСУ) операторами товарными приемо-сдаточного участка, по команде диспетчера. Если дистанционное управление запорной арматурой невозможно по каким-либо причинам, то она открывается и закрывается операторами товарными вручную.

11. При переводе налива нефти с резервуара на резервуар, необходимо сначала открыть приемные задвижки свободного резервуара, а затем закрыть задвижки наполненного резервуара, и убедиться в том, что в подключенный резервуар нефть поступает, а в наполнявшийся резервуар поступление нефти прекратилось.

12. Оператор товарный приемо-сдаточного участка должен вести постоянный контроль перекачки нефти, каждые 2 часа, а в случае необходимости и чаще, сверяя с оператором товарным Тихорецкого РУМН объем откачанной нефти с объемом нефти, поступившей в резервуары нефтебазы «Грушовая».

13. Оператор товарный цеха слива и налива нефти в железнодорожные цистерны ведет постоянный контроль перекачки нефти, каждые 2 часа, а в случае необходимости и чаще, сверяя с оператором ЛПДС «Крымская» объем откачанной нефти с объемом поступившей в резервуары нефтебазы «Грушовая».

14. В случае расхождения объемов диспетчер обязан, по согласованию с диспетчером Краснодарского РУМН провести контрольные сверки откачки и поступления нефти через 15−20 минут; немедленно предпринять все меры для определения причин расхождения и их устранения.

15. Если по измерениям уровня нефти в резервуаре или по каким-либо другим данным обнаружится, что нормальный прием нефти нарушен и может повлиять на отклонение параметров работы магистральных нефтепроводов от нормативных, диспетчер обязан принять немедленные меры к выяснению причин нарушения и сообщить об этом:

— диспетчеру Краснодарского РУМН — в течение 1 минуты,

— главному специалисту нефтебазы, в зависимости от причин отклонения — в течение 2 минут,

— главному инженеру нефтебазы — в течение 3 минут,

— диспетчеру ОАО «Черномортранснефть» — в течение 4 минут.

16. Операторы товарные в течение смены должны вести наблюдение за работой технологических трубопроводов, резервуаров, а также технологического оборудования резервуарных парков. Все замеченные недостатки и нарушения должны быть исправлены немедленно. Если это невозможно, о дефекте должно быть доложено диспетчеру и руководству приемо-сдаточного участка, для принятия соответствующих мер.

17. Давление в технологическом трубопроводе не должно превышать значения, установленного для него проектом, в технологическом колодце К-0 (геодезическая отметка установки манометра 242,0 м):

— трубопровод № 30 — 8 кг/см²

— трубопровод № 30А — 12 кг/см²

— трубопровод № 32 — 8 кг/см²

— трубопровод № 10 — 8 кг/см²

18. Для технологических трубопроводов предусмотрена автоматическая защита от превышения давления в них. В случае достижения давления:

— в трубопроводе № 30 на участке резервуаров №№ 25−50 — 6 кг/см² (геодезическая отметка установки манометра 260,0 м) — открываются задвижки 26−3 и 26−11 резервуара № 26;

— в трубопроводе № 30 на участке резервуаров №№ 51−64 — 7,5 кг/см² (геодезическая отметка установки манометра 304,0 м) — открывается задвижка К36−30С резервуара № 53;

— в трубопроводе № 32 с переходом на трубопровод № 10 — 6 кг/см² (геодезическая отметка установки манометра 260,0 м)? открываются задвижки 26−1 и 26−11 резервуара № 26;

— в трубопроводе № 10 — 5 кг/см² (геодезическая отметка установки манометра 242,0 м) — открываются задвижки 23−4 и 23−11 резервуара № 23.

19. В случае налива резервуара до максимально допустимого уровня (аварийного) срабатывает автоматическая блокировка задвижек от перелива резервуара. При этом приемная задвижка на переполняемом резервуаре закрывается и открываются:

— при приеме по трубопроводу № 30 на участке резервуаров №№ 25−50 — задвижки 26−3 и 26−11 резервуара № 26;

— при приеме по трубопроводу № 30 на участке резервуаров №№ 51−64 — задвижка К36−30С, так как сначала закрывается приемная задвижка (задвижка 45) на переполняемом резервуаре, после чего нарастает давление в трубопроводе № 30 и срабатывает автоматическая защита от превышения давления в трубопроводе;

— при приеме по трубопроводу № 32 с переходом на трубопровод № 10 — задвижки 26−1 и 26−11 резервуара № 26;

— при приеме по трубопроводу № 10 — задвижки 23−4 и 23−11 резервуара № 23.

20. На технологических трубопроводах установлены специальные пружинные предохранительные клапаны СППК4−150 (-200, -50) -16, которые срабатывают при достижении давления:

— в трубопроводе № 30 или 32 с переходом на трубопровод № 10, на участке резервуаров №№ 25−50 — 3,5 кг/см², со сбросом нефти в резервуар № 50, клапаны СППК4−150−16 установлены между задвижками 178 и 186 (геодезическая отметка установки клапанов 288,0 м),

— в трубопроводе № 30 на участке резервуаров №№ 51−64 — 7,5 кг/см², со сбросом нефти в резервуар № 53, клапаны СППК4−200−16 установлены у технологического колодца К-36 (геодезическая отметка установки клапанов 304,0 м),

— в трубопроводе № 10 — 3,5 кг/см², со сбросом нефти в резервуар № 23, клапаны установлены у резервуара № 23 (геодезическая отметка установки клапанов 260,0 м).

21. Перед задвижками с индексами «3», «4», «5», «6» резервуаров РДПК-50 000 №№ 61−64, на проложенных надземно-технологических трубопроводах: №№ 0, 30, 30А установлены термальные специальные пружинные предохранительные клапаны СППК4−50−16, которые срабатывают при возникновении давления 2,5 кг/см², возникающего в трубопроводах из-за их нагрева. Сброс нефти производится в трубопровод перед задвижками с индексами «1» и «2» резервуаров №№ 61−64. В связи с этим задвижки 61−1, 62−1, 63−1, 64−1, 61−2, 62−2, 63−2, 64−2 должны быть постоянно открыты. Также должны быть постоянно открыты задвижки и вентили, установленные до и после предохранительных клапанов.

22. После наполнения резервуара химическая лаборатория нефтебазы «Шесхарис» производит отбор пробы нефти. Если проба отбирается из трубопровода автоматическим пробоотборником, то она забирается из пробоотборника лаборантом немедленно после наполнения резервуара. Если проба отбирается из резервуара вручную, то она отбирается через 2 часа после наполнения резервуара. Отбор проб производится в соответствии с ГОСТ 2517–80.

23. Об окончании наполнения резервуара старшему лаборанту сообщает диспетчер или, по его поручению, оператор товарный.

24. Операторы товарные, не менее, чем через 2 часа после наполнения резервуара нефтью, замеряют уровень подтоварной воды, откачивают ее артезианскими насосами в систему промышленной канализации или дренируют ее через задвижки слива подтоварной воды, находящиеся в манифольдных колодцах резервуаров ЖБР-10 000, или сифонные краны, установленные на резервуарах РВСпк-50 000 и РДПК-50 000, в систему промышленной канализации, до появления эмульсии. Не допускается оставлять открытые задвижки слива подтоварной воды или сифонные краны без наблюдения. Не допускается слив нефти через задвижки слива подтоварной воды или сифонные краны в систему промышленной канализации. Случайно пролитая нефть должна быть немедленно убрана операторами товарными. Записи о сливе подтоварной воды из резервуара делается в журнале учета слитой подтоварной воды.

25. Все команды, распоряжения, их подтверждения и другая информация, касающаяся технологии приема нефти, передается диспетчером и операторами товарными по громкоговорящей связи, при необходимости, дублируется по радиосвязи или телефонной связи.

Прием и выгрузка нефти и нефтепродуктов из вагонов-цистерн

1. После ухода локомотива мастер слива распределяет поданные под выгрузку вагоны между сливщиками-разливщиками (далее по тексту «сливщик») подчиненной ему бригады.

2. Сливщики готовят торцовые ключи, головки к ним, зачистные лопаты и пропарочные шланги, если есть необходимость разогрева выгружаемого продукта.

3. Мастер слива дает команду сливщикам откинуть переходные мостики на верхней площадке эстакады 16 и 17 пути в случае подачи на них вагонов под выгрузку.

4. Если в железнодорожных перевозочных документах отмечено наличие запорно-пломбировочных устройств (ЗПУ), установленных на вагонах-цистернах, оператор товарный вместе с приемосдатчиком станции Грушевая и мастером слива проверяют их целостность и соответствие номеров, указанным в железнодорожных перевозочных документах, на каждом вагоне.

5. В случае, когда целостность ЗПУ нарушены или их номера не совпадают с указанными в железнодорожных перевозочных документах, вагон-цистерна с грузом не принимается, о чем оператор товарный извещает телефонограммой начальника станции Грушевая. В дальнейшем такие вагоны принимаются комиссионно с представителями станции Грушевая, в соответствии с Правилами перевозок грузов.

6. На принятых к выгрузке вагонах мастер слива, по указанию оператора товарного, удаляет ЗПУ и дает команду сливщикам о снятии заглушек на нижних сливных патрубках вагонов-цистерн, подстройке сливных приборов к сливным патрубкам вагонов и открытии на них крышек верхних люков.

7. Оператор товарный метроштоком производит замер уровня продукта в каждом вагоне-цистерне, пробоотборщик лаборатории отбирает пробу продукта и измеряет его температуру согласно ГОСТ 2517–80, после чего мастер слива докладывает диспетчеру о готовности к сливу продукта.

8. Диспетчер, после получения от оператора товарного данных о грузе в поданных под слив вагонах, готовит путь перекачки продукта, делая необходимые переключения запорной арматуры на технологических трубопроводах, согласно операционным картам, дает команду машинисту технологических насосов о подготовке соответствующих насосов, после получения доклада машиниста об их готовности, разрешает мастеру слива начать выгрузку.

9. Мастер слива дает команду сливщикам о начале выгрузки, в соответствии с ее технологией для каждого продукта на каждом пути.

10. Сливщики, с помощью специальных ключей из не дающего искры материала, открывают сливные клапаны тех цистерн, на выгрузку которых мастер слива укажет в первую очередь, открывая затем остальные в порядке, определяемом технологией слива для каждого продукта на каждом пути.

11. Машинист технологических насосов подготавливает соответствующий насос к перекачке выгружаемого продукта и докладывает о готовности к его запуску диспетчеру.

12. Диспетчер, получив доклад мастера слива о начале выгрузки и доклад машиниста технологических насосов о готовности насоса к запуску, убедившись, что путь приема продукта готов, разрешает машинисту технологических насосов запустить насосный агрегат.

13. Машинист технологических насосов запускает насос, в соответствии с инструкцией по его эксплуатации, и докладывает о запуске диспетчеру.

14. После запуска насоса и начала перекачки продукта диспетчер сообщает об этом мастеру слива, который, в свою очередь, дает распоряжение сливщикам об открытии очередных вагонов-цистерн.

15. Во время выгрузки вагонов мастер слива находится у пути, на котором она происходит, один из сливщиков находится на верхней площадке сливной эстакады, другой следит за сливными приборами.

16. Мастер слива следит за непрерывностью выгрузки продукта из вагонов-цистерн, не допуская промежуточной остановки насоса.

17. Время выгрузки нефти и нефтепродуктов из вагонов-цистерн определяется разделом «Погрузка-выгрузка» Договора на эксплуатацию железнодорожного пути нефтебазы «Грушовая» ОАО «Черномортранснефть». Время выгрузки начинается после выхода локомотива за запорный брус, включает в себя все перечисленные технологические и вспомогательные операции и заканчивается после сдачи вагонов представителю станции.

18. В случае течи сливного прибора или в месте присоединения его к патрубку сливного клапана вагона-цистерны, слив такого вагона приостанавливается, неисправность немедленно устраняется, разлитые при этом нефтепродукты убираются сливщиками, после чего слив возобновляется.

19. По окончании выгрузки мастер слива проверяет полноту выгрузки вагонов-цистерн и сдает их оператору товарному. Остаток груза внутри котла, согласно ГОСТ 1510–84, не допускается.

20. После принятия вагонов оператором товарным, мастер слива дает команду сливщикам о закрытии сливных клапанов вагонов-цистерн, закрытии задвижек на сливных приборах, отстройке сливных приборов и закреплении их в нерабочем положении, установке заглушек нижних сливных патрубков вагонов-цистерн.

21. Сливщики убирают из вагонов зачистные лопаты и пропарочные шланги и устанавливают их в нерабочем положении, после чего закрывают крышки верхних люков цистерн на все болтовые крепления, убедившись предварительно в наличии исправной прокладки, поднимают и фиксируют в нерабочем положении откидные переходные мостики. Оператор товарный устанавливает ЗПУ на проушинах крышки люка цистерны, если она собственная или арендованная.

22. Диспетчер после получения сообщения машиниста технологических насосов об окончании перекачки, убеждается, по показаниям уровнемера резервуара, в который велась перекачка, в том, что поступления нефтепродукта в резервуар нет, проводит операции по переключению запорной арматуры согласно операционной карте.

23. Все команды, распоряжения, их подтверждения и другая информация, касающаяся технологии слива нефти и нефтепродуктов, передается по громкоговорящей связи, при необходимости, дублируется по радиосвязи или по телефонной связи.

2.1 Руководящие документы (регламенты по приему нейти из МН).

Организация технологического процесса приема нефти из МН на

ПНБ «Грушовая»

В Компании ОАО «АК «Транснефть» разработан ряд руководящих документов и регламентов на все виды выполняемых задач и производственных работ. Сотрудники Компании по своим видам производственной деятельности должны руководствоваться и придерживаться строго только этих документов.

На ПНБ «Грушовая» прием нефти и нефтепродуктов ведется из магистральных нефтепроводов:

МН Ду-500, производительностью 1410 м³/ч, МН Ду 800, производительность 5100 м³/ч, МН Ду 300, производительность 240 м³/ч.

На нефтебазе имеется 2 резервуарных парка, резервуары ЖБР-10 000, в количестве 50 штук, и резервуары РВС и РДПК-50 000, в количестве 14 штук.

Для хранения мазутов используются резервуары № 1−10.

Для хранения нефти № 11−16, № 18, № 21−45, № 47−50, № 51−64.

Для дизельного топлива резервуары № 17, 19, 20, 53.

Резервуар № 46 используется для промышленных стоков.

Резервуары № 52 (для МН Тихорецк-Новороссийск-2), № 38 (для МН Тихорецк-Новороссийск-2) № 24 (для МН Крымск-Грушовая): используются как емкости для принятия продукта в случае когда срабатывает система защиты от гидроудара, они соединены с предохранительными клапанами.

Прием, отгрузка нефти и нефтепродуктов в резервуарные парки ПНБ «Грушовая» ведется автоматизировано и отгрузка на ПНБ «Шесхарис» с помощью компьютерной программы «Система управления парком», установленная в диспетчерской нефтебазы.

Диспетчерская распложена в здании ПСУ, занимая большую площадь. Под контролем диспетчера находится вся технологическая схема нефтебазы. В работе используются компьютеры, на мониторы выводится информация по приёму и отпуску нефти на резервуарные парки, с магистральных трубопроводов Тихорецк-Новороссийск 1 и Тихорецк-Новороссийск 2, а также с Краснодара (Анастасиевская). Диспетчер следит за сливом с эстакады мазутов и дизельного топлива, наполняя ими железобетонные резервуары (ЖБРы) специально выделенные под эти нефтепродукты. Необходимо строго соблюдать технологию приёма-отпуска, стараясь предотвратить опускания плавающей крыши на стойки, и не допустить взлива резервуара выше максимально разрешённого.

На парке находится специальный резервуар, предназначенный для сброса давления в технологической системе нефтебазы. На карте он имеет номер 52 соединённый с специальными клапанами СППК-200 Ру-16, выдерживающий давление в 6 атмосфер. Эти клапана срабатывают в случае гидроудара, несрабатывания задвижки при движущемся потоке, а также быстрого закрытия задвижки. В этом случае в диспетчерской срабатывает сигнализация. Вся информация наглядно выводится на мониторы, это позволяет оперативно принимать меры по устранению неполадок.

2.1.1 Операционные карты

Операционные карты предназначены для подготовки и ведения на перевалочной нефтебазе «Грушовая» ОАО «Черномортранснефть» диспетчерско-оперативным персоналом технологического процесса приема, хранения и отгрузки нефти и нефтепродуктов.

Операционные карты, при подготовке и проведении каждой операции, предусматривают последовательность: открытия и закрытия запорной арматуры, с указанием ее индексов, запуска и остановки насосных агрегатов, а также особенности операций, соблюдение которых обязательно.

Операционные карты пересматриваются, изменяются и добавляются каждый раз:

· перед изменением технологического процесса

· при изменении нумерации технологических трубопроводов, насосных агрегатов, индексов запорной арматуры и пр.

· перед вводом в эксплуатацию нового технологического оборудования.

Операционные карты пересматриваются не позднее, чем один раз в полгода, производственно-техническим отделом нефтебазы «Грушовая», совместно с начальниками участков, персонал или оборудование которых участвуют в процессе перевалки и хранения нефти и нефтепродуктов. Операционные карты согласовываются заместителем директора по товарно-транспортным операциям и утверждаются главным инженером нефтебазы «Грушовая». Операционные карты вводятся в действие распоряжением главного инженера нефтебазы.

Операционные карты обязательны при ведении технологического процесса для старшего диспетчера смены, диспетчера, операторов товарных, мастеров по сливу, сливщиков-разливщиков, машинистов технологических насосов. На перевалочной нефтебазе разрешаются только такие технологические операции, на ведение которых имеются утвержденные установленным порядком операционные карты. Отклонение от операционной карты допускается только по разрешению главного инженера нефтебазы.

Запрещаются операции с запорной арматурой, не включенные в операционные карты, без согласования с главным инженером нефтебазы «Грушовая». Операционные карты обязательны при приеме нефти из магистральных нефтепроводов для старшего диспетчера смены, диспетчера и операторов товарных.

2.1.2 Технологические карты резервуаров

1. Технологическая карта — документ, содержащий следующую информацию:

название НПС (ЛПДС);

тип резервуара;

номер резервуара по технологической схеме;

абсолютная отметка днища;

высотный трафарет — базовая высота резервуара (абсолютная отметка от днища до верхнего края замерного люка в точке постоянного замера уровня нефти);

параметры резервуара (высота, диаметр, объем по строительному номиналу);

оборудование резервуара (тип, количество, производительность дыхательных и предохранительных клапанов, для РВСП — количество вентиляционных патрубков, диаметр огнепреградителей, тип системы размыва и минимальный безопасный уровень при размыве, тип уровнемера);

диаметр, расстояние от днища до верхней образующей ПРП, количество приемо-раздаточных патрубков (ПРП);

максимально допустимая производительность заполнения (опорожнения) резервуара с учетом максимальной скорости движения понтона или плавающей крыши;

конструкционная высота резервуара (Н_констр);

высоту максимальный и минимальный допустимых уровней взливов, аварийного уровня, высоты нормативных уровней нижних и верхних;

объемы по максимальный и минимальный допустимым уровням взлива, аварийному уровню, нормативным уровням нижнему (технологический остаток) и верхнему, емкость аварийного сброса;

объёмы емкости для товарных операций и полезной емкости;

полезная емкость выведенная из технологии и товарная емкость резервуарного парка с учетом выведенной из технологии коэффициенты использования емкости.

2. Технологические карты составляются техническими службами НПС (ЛПДС) на основании градуировочных таблиц, исполнительной документации на строительство (реконструкцию, капитальный ремонт) резервуаров и резервуарных парков, заключений по результатам обследования и подписываются руководством НПС (ЛПДС). Технологическая карта подписывается начальником НПС (ЛПДС) и направляется в РНУ (УМН) не позднее 5-ти дней до ввода (вывода) в эксплуатацию, либо изменения технологических и технических параметров работы.

3. Главный инженер РНУ (УМН) проверяет правильность составления и заполнения технологических карт, соответствие их исполнительной документации, подписывает их в течение 2-х дней и направляет в ОАО МН.

4. Служба технологических режимов, начальники отделов эксплуатации, АСУ, товарно-транспортного проверяют соответствие технологических карт нормативным документам по эксплуатации нефтепроводов и резервуаров, режимам перекачки и эксплуатации нефтепроводов, согласовывают их в течение 3-х дней и представляют на утверждение главному инженеру ОАО МН.

5. Утвержденные главным инженером ОАО МН технологические карты направляются на рабочие места персонала, осуществляющего товарно-транспортные операции: операторные НПС, диспетчерские РНУ, ОАО МН, отдел эксплуатации МН, товарно-транспортный отдел, служба АСУ РНУ.

6. Сведения о техническом состоянии резервуаров, товарной емкости резервуаров и справка «Обобщенные данные об используемой для транспорта и хранения нефти емкости резервуарного парка ОАО МН» составляются ОАО МН и передаются по электронной почте на сервер Компании по системе СКУТОР по состоянию на 20 число до 12^-00 моск. вр. 20 числа ежемесячно для отдела магистральных нефтепроводов и нефтебаз ОАО «АК"Транснефть».

7. Технологические остатки рассчитываются ежемесячно по состоянию на последнюю дату месяца на основании технологических карт, утверждённых главным инженером ОАО «МН».

V то = V_{мin +} V тз, м³; (1)

8. Оперативный контроль за соответствием параметров резервуарных парков в СДКУ технологическим картам РП осуществляется диспетчерской службой ОАО МН.

9. Ввод параметров резервуарных парков в СДКУ (в соответствии с технологическими картами РП) осуществляется в течение не более 2-ух дней, после получения утвержденной технологической карты РП, службой АСУ. Ответственные лица за ввод параметров резервуарных парков в СДКУ назначаются приказом по ОАО МН.

10. Контроль за соответствием сведений по РП, передаваемых в СКУТОР (технологические карты резервуарных парков) и параметров резервуарных парков в СДКУ осуществляется в ОАО МН до 20 числа каждого месяца комиссией в составе: ответственный от диспетчерской службы, АСУ (ответственный за ввод параметров резервуарных парков в СДКУ) и представителя ОЭ, ответственного за ввод технологической карты резервуарных парков ОАО МН в СКУТОР.

Порядок разработки технологических карт, внесения в них изменений и обеспечения ими рабочих мест.

1. Технологические карты вновь вводимых в эксплуатацию резервуаров для хранения нефти составляются производственно-техническим отделом нефтебазы «Грушовая», подписываются главным инженером нефтебазы, передаются для проверки и согласования главному технологу ОАО «Черномортранснефть» и утверждаются главным инженером ОАО «Черномортранснефть».

2. Технологическая карта резервуара пересматривается после окончания капитального ремонта резервуара, замены его оборудования и его новой градуировки, а также при изменении его технологических параметров.

3. Технологические карты резервуаров являются основанием для диспетчера и операторов товарных для безопасного наполнения резервуаров.

3. Технологический процесс отгрузки нефти на ПНБ «Шесхарис»

3.1 Погрузка нефти и нефтепродуктов на ПНБ «Шесхарис» по

трубопроводам №0,9 регламент погрузки

нефть трубопровод цистерна карта

1. Отгрузка нефти по технологическому трубопроводу № 0 ведется из резервуаров РВСпк-50 000 и РДПК-50 000 непосредственно до нефтебазы «Шесхарис» (причалы нефтегавани Шесхарис), из резервуаров ЖБР-10 000 — от узла регулирования до нефтебазы «Шесхарис».

2. Отгрузка нефти по технологическому трубопроводу № 8 ведется из резервуаров РВСпк-50 000 и РДПК-50 000 до узла регулирования.

3. Отгрузка нефти по технологическому трубопроводу № 9 ведется от узла регулирования до нефтебазы «Шесхарис» (причалы нефтегавани Шесхарис).

4. Отгрузка нефти по технологическому трубопроводу № 3 ведется из резервуаров ЖБР-10 000 до узла регулирования.

5. Отгрузка нефти по технологическому трубопроводу № 4 ведется из резервуаров ЖБР-10 000 до нефтебазы «Шесхарис».

6. О начале каждой предстоящей отгрузки нефти на танкер по технологическому трубопроводу диспетчер нефтебазы «Шесхарис» извещает диспетчера нефтебазы «Грушовая» телефонограммой или факсограммой, текст которой записывается в Журнал входящих телефонограмм. До начала заполнения трубопровода диспетчер нефтебазы «Грушовая» должен знать:

— название танкера, который предстоит грузить,

— количество необходимого груза,

— причал, к которому будет подан под погрузку танкер,

— номер трубопровода, по которому будет отгружаться нефть,

— номера резервуаров, из которых будет отгружаться нефть, последовательность их включения в отгрузку и количество нефти, которое необходимо отгрузить из каждого резервуара,

— ориентировочное время начала погрузки танкера,

— производительность погрузки танкера,

— сколько танкеров одновременно будут грузиться нефтью.

7. Нефть по степени подготовки должна соответствовать ГОСТ Р 51 828−02.

8. Заполнение трубопроводов и отгрузка нефти по ним ведется в строгом соответствии с операционными картами и инструкциями по наливу танкеров у причалов нефтегавани Шесхарис по трубопроводам №№ 0 и 9 в режиме течения неполным сечением.

9. Диспетчер нефтебазы «Грушовая» сообщает телефонограммой диспетчеру нефтебазы «Шесхарис» время начала заполнения трубопроводов нефтью и время начала отгрузки нефти по технологическим трубопроводам только после того, как выполнит все операции в соответствии с операционными картами и инструкциями о наливе танкеров у причалов нефтегавани Шесхарис по трубопроводам № 0 и № 9 в режиме течения неполным сечением.

10. Все записи о проведенных операциях диспетчером последовательно заносятся в оперативный журнал диспетчера нефтебазы «Грушовая».

11. Отгрузка нефти из резервуаров ведется через раздаточные патрубки. Часовая производительность отгрузки нефти из резервуара не может превышать значения, указанного в технологической карте этого резервуара.

12. При опорожнении резервуара диспетчер обязан контролировать уровень нефти в нем по показаниям уровнемера, соблюдая минимальный нормативный уровень, до которого опорожняется резервуар, согласно его технологической карте. В случае неисправности уровнемера эксплуатация резервуара запрещена до устранения неисправности.

13. Управление запорной арматурой на резервуаре и на технологических трубопроводах осуществляется из центрального диспетчерского пункта с помощью системы телемеханики ТМ-700 и микропроцессорной системы управления. В случае неисправности системы телемеханики управление запорной арматурой ведется дистанционно, с площадок КИП и, А (ПКУ, ЩСУ) или с места, операторами товарными приемо-сдаточного участка, по команде диспетчера. Если дистанционное управление запорной арматурой или регулирующими клапанами Neles невозможно по каким-либо причинам, то запорная арматура и клапаны Neles открываются и закрываются операторами товарными вручную.

14. При последовательном подключении резервуаров, во время отгрузки из них нефти, необходимо соблюдать требования операционных карт и положений инструкций по наливу танкеров у причалов нефтегавани Шесхарис по трубопроводам № 0 и № 9 в режиме течения неполным сечением.

15. Диспетчер должен вести постоянный контроль отгрузки нефти, своевременно открывать запорную арматуру, подключая наполненный резервуар и закрывать запорную арматуру на опорожненном резервуаре, при необходимости меняя варианты использования технологических трубопроводов, выдерживая при этом заданную производительность отгрузки.

16. Оператор товарный приемо-сдаточного участка должен вести постоянный контроль отгрузки нефти из резервуаров нефтебазы «Грушовая», при необходимости производя замер остатка нефти в опорожненном резервуаре вручную замерной рулеткой. Оператор товарный ведет акт отгрузки нефти на танкеры из резервуаров нефтебазы «Грушовая».

17. В случае снижения или увеличения производительности отгрузки нефти диспетчер обязан предпринять все меры для определения его причины и ее устранения, если она находится в пределах его оперативных возможностей. В случае, если причина немедленно не обнаруживается, диспетчер проводит мероприятия по оповещению должностных лиц, которых подобная ситуация касается по оперативному плану ликвидации возможных аварий.

18. Если по измерениям уровня нефти в резервуаре или по показаниям расходомера обнаружится, что нормальный ход отгрузки нефти нарушен, диспетчер обязан принять немедленные меры к выяснению причин нарушения и к их устранению. В нештатных ситуациях диспетчер руководствуется соответствующим разделом инструкций по наливу танкеров у причалов нефтегавани Шесхарис по трубопроводам № 0 и № 9 в режиме течения неполным сечением.

19. При возникновении на нефтебазе «Грушовая» аварийной ситуации, которая может повлиять на отклонение параметров отгрузки нефти по технологическим трубопроводам от нормативных, диспетчер обязан принять меры к обеспечению параметров отгрузки нефти и доложить о происшедшем:

— диспетчеру нефтебазы «Шесхарис» — в течение 1 минуты,

— главному специалисту нефтебазы, в зависимости от причины отклонения — в течение 2 минут,

— главному инженеру нефтебазы — в течение 3 минут,

— диспетчеру ОАО «Черномортранснефть» — в течение 4 минут.

20. Операторы товарные должны вести в течение смены наблюдение за состоянием технологических трубопроводов и технологического оборудования резервуарных парков. Все недостатки и нарушения должны быть исправлены немедленно. Если это невозможно, о дефекте должно быть доложено диспетчеру и руководству участка для принятия необходимых мер. Все дефекты и предпринятые по их устранению меры заносятся в «Журнал дефектов».

21. Давление в технологическом трубопроводе на участке до Северного портала технологического тоннеля не должно превышать значения, установленного для него проектом:

— трубопровод № 0 — 15 кг/см²

— трубопровод № 8 — 15 кг/см²

— трубопровод № 3 — 6,5 кг/см²

22. Для сохранения качественных показателей нефти, отгружаемой на танкер, диспетчер обязан строго придерживаться указаний, выданных лабораторией нефтебазы «Шесхарис» по номерам включенных в отгрузку резервуаров и количеству нефти, отгружаемой из них. В случае невозможности отгрузки нефти из какого-либо резервуара диспетчер обязан письменно уведомить об этом диспетчера нефтебазы «Шесхарис» и ОАО «Черномортранснефть» (с указанием причин) для принятия своевременных мер лабораторией нефтебазы «Шесхарис» по включению в отгрузку на танкер другого резервуара.

Учет отгружаемой нефти

1. Оперативный учет отгружаемой нефти ведется операторами товарными. Коммерческий учет нефти, отгружаемой по технологическим трубопроводам на танкеры, ведется нефтебазой «Шесхарис».

2. Для оперативного учета нефти служат установленные на резервуарах стационарные уровнемеры КОР-ВОЛ, для учетно-расчетных операций замер уровня нефти в резервуаре выполняется оператором товарным вручную, измерительной рулеткой с лотом, поверенной установленным порядком.

3. Массу нефти в резервуаре определяют статическим объемно-массовым способом. При этом измеряют плотность нефти, определяют ее объем, массу балласта и по этим данным определяют массу нефти. Масса отгруженной из резервуара нефти определяется как разность массы нефти в резервуаре до ее отгрузки и массой остатка в резервуаре после отгрузки.

4. Плотность нефти определяется лаборантом химической лаборатории при отборе пробы из резервуара или автоматического пробоотборника на технологическом трубопроводе, согласно ГОСТ 3900–85.

5. Измерение уровня нефти рулеткой производится в следующем порядке:

6. Проверяется базовая высота резервуара, как расстояние по вертикали между базовым столиком на днище в точке касания лота рулетки и риской планки замерного люка. Лот рулетки опускается плавно, строго вертикально, до касания базового столика. Если базовая высота отличается от паспортной на 0,1%, необходимо выяснить и устранить причины расхождения. На период выяснения и устранения причин изменения базовой высоты разрешается измерение уровня нефти «по пустоте».

7. Если базовая высота не отличается от паспортной на 0,1%, рулетка поднимается, производится отсчет уровня нефти по смоченной части рулетки.

8. Для измерения высоты пустоты рулетка с лотом опускается ниже уровня нефти. Первый отсчет берется на рулетке по риске планки замерного люка. Затем рулетку поднимают строго вверх, до появления смоченной части, по которой берется второй отсчет. Высота пустоты находится как разность верхнего и нижнего отсчетов. Уровень нефти в резервуаре определяется вычитанием полученного значения высоты пустоты из паспортной величины базовой высоты (высотного трафарета).

9. Измерение уровня в каждом резервуаре производят дважды: если результаты отличаются на 1 мм, то берется среднее значение между ними. Если расхождение более 1 мм, то измерения повторяют еще дважды и берут среднее по трем наиболее близким измерениям.

10. Определение уровня подтоварной воды производят с помощью водочувствительной ленты или водочувствительной пасты, которые наносят на лот измерительной рулетки двумя полосками с двух противоположных сторон или слоем 0,2−0,3 мм соответственно. Разрешается применение электронных рулеток, поверенных установленным порядком и в соответствии с инструкцией по ее эксплуатации.

11. Определив уровень нефти и уровень подтоварной воды, по градуировочной таблице резервуара определяют объем нефти и объем подтоварной воды.

12. Подтоварная вода должна быть удалена из резервуара операторами товарными до отгрузки нефти на танкеры.

13. Отбор проб из резервуара осуществляется в соответствии с ГОСТ 2517–85.

14. По результатам лабораторного анализа определяются составляющие балласта:

массовая доля воды по ГОСТ 2477–65,

концентрация хлористых солей по ГОСТ 21 534–76,

массовая доля механических примесей по ГОСТ 6370–83.

15. Среднюю температуру нефти в резервуаре определяют путем ее измерения при отборе проб. Для измерения температуры применяют термометры по ГОСТ 28 498–90, ГОСТ 400–80Е.

16. Во время отгрузки нефти по технологическим трубопроводам и для ее оперативного учета ведутся следующие документы:

Старшим диспетчером смены и диспетчером:

— оперативный журнал диспетчера,

— журнал распоряжений для диспетчера,

— журнал выдачи допусков на ремонт оборудования,

— журнал входящих телефонограмм,

— журнал исходящих телефонограмм,

— журнал дефектов.

Операторами товарными приемо-сдаточного участка:

— журнал приема-сдачи смены,

— журнал распоряжений операторам товарным ПСУ,

— журнал учета наличия товарной нефти и свободной емкости,

— журнал учета наличия нефти на 00:00,

— журнал учета слива подтоварной воды,

— акт погрузки танкера.

3.2 Погрузка нефти и нефтепродуктов на ПНБ «Шесхарис» по

трубопроводам № 1, 2, 4, регламент погрузки

1. Отгрузка нефтепродуктов из резервуаров нефтебазы «Грушовая» на нефтебазу «Шесхарис» производится по указанию диспетчера нефтебазы «Шесхарис» и ведется согласно технологическому регламенту обработки наливных судов на терминале «Шесхарис» с учетом карго-планов, представленных танкерами.

2. Отгрузка нефтепродуктов по технологическому трубопроводу № 1 ведется из резервуаров ЖБР-10 000 до нефтебазы «Шесхарис».

3. Отгрузка нефтепродуктов по технологическому трубопроводу № 2 ведется из резервуаров ЖБР-10 000 до нефтебазы «Шесхарис».

4. Отгрузка нефти по технологическому трубопроводу № 4 ведется из резервуаров ЖБР-10 000 до нефтебазы «Шесхарис».

5. О начале каждой предстоящей отгрузки нефтепродуктов на танкер по технологическому трубопроводу диспетчер нефтебазы «Шесхарис» извещает диспетчера нефтебазы «Грушовая» телефонограммой или факсограммой, текст которой записывается в Журнал входящих телефонограмм, при этом диспетчер нефтебазы «Грушовая» должен знать:

— название танкера, который предстоит грузить,

— причал, к которому будет подан под погрузку танкер,

— номер трубопровода, по которому будет отгружаться нефтепродукт,

— номера резервуаров, из которых будет отгружаться нефтепродукт, последовательность их включения в отгрузку и количество нефтепродуктов, которое необходимо отгрузить из каждого резервуара,

— через донную хлопушку или через 1-метровый раздаточный патрубок производить отгрузку,

— ориентировочное время начала погрузки танкера,

— производительность погрузки танкера.

6. Диспетчер нефтебазы «Грушовая» сообщает телефонограммой диспетчеру нефтебазы «Шесхарис» о готовности к отгрузке, а затем, после того, как выполнит все операции в соответствии с операционными картами, сообщает время начала отгрузки нефтепродуктов по технологическим трубопроводам.

7. Все записи о проведенных операциях диспетчером последовательно заносятся в оперативный журнал диспетчера нефтебазы «Грушовая».

8. Диспетчер обязан своевременно прекратить подогрев нефтепродукта в резервуаре перед его отгрузкой.

9. Отгрузка нефтепродуктов по технологическим трубопроводам ведется в строгом соответствии с операционными картами.

10. Отгрузка нефтепродуктов из резервуаров ведется через 1-метровые раздаточные патрубки или донные хлопушки. Часовая производительность отгрузки нефтепродуктов из резервуара не может превышать значения, указанного в технологической карте этого резервуара.

11. При опорожнении резервуара диспетчер обязан контролировать уровень нефтепродукта в нем по показаниям уровнемера, соблюдая минимально допустимый уровень, до которого опорожняется резервуар, согласно его технологической карте. В случае неисправности уровнемера эксплуатация резервуара запрещена до устранения неисправности.

12. Управление запорной арматурой на резервуаре и на технологических трубопроводах осуществляется из центрального диспетчерского пункта с помощью системы телемеханики ТМ-700 или микропроцессорной системы управления. В случае неисправности системы телемеханики управление запорной арматурой ведется дистанционно, с площадок КИП и, А (ПКУ, ЩСУ) или с места, операторами товарными приемо-сдаточного участка, по команде диспетчера. Если дистанционное управление запорной арматурой невозможно по каким-либо причинам, то запорная арматура открывается и закрывается операторами товарными вручную.

13. При последовательном подключении резервуаров в процессе отгрузки из них нефтепродуктов, необходимо соблюдать требования операционных карт.

14. Диспетчер ведет постоянный контроль отгрузки нефтепродуктов, своевременно открывая запорную арматуру, подключает наполненный резервуар и закрывает запорную арматуру на опорожненном резервуаре. В течение смены диспетчер делает записи в оперативном журнале об управлении задвижками и хлопушками с ручным приводом, по окончании смены диспетчер делает запись в оперативном журнале о положении задвижек и хлопушек с ручным управлением по состоянию на конец смены.

15. Оператор товарный приемо-сдаточного участка ведет постоянный контроль отгрузки нефтепродуктов из резервуаров нефтебазы «Грушовая», при необходимости производя замер остатка нефтепродуктов в опорожненном резервуаре замерной рулеткой вручную. Оператор товарный ведет акт отгрузки нефтепродуктов на танкеры из резервуаров нефтебазы «Грушовая».

16. В случае снижения производительности отгрузки нефтепродуктов диспетчер обязан предпринять все меры для определения его причины и ее устранения, если она находятся в пределах его оперативных возможностей. В случае, если причина не обнаруживается, диспетчер немедленно проводит мероприятия по оповещению должностных лиц, которых подобная ситуация касается по оперативному плану ликвидации возможных аварий.

17. Если по измерениям уровня нефтепродуктов в резервуаре или по показаниям расходомера обнаружится, что нормальный ход отгрузки нефтепродуктов нарушен, диспетчер обязан принять немедленные меры к выяснению причин нарушения и к их устранению.

18. При возникновении на нефтебазе «Грушовая» аварийной ситуации, которая может повлиять на отклонение параметров отгрузки нефтепродуктов по технологическим трубопроводам от нормативных, диспетчер обязан принять меры к обеспечению параметров отгрузки нефтепродуктов и доложить о происшедшем:

— диспетчеру нефтебазы «Шесхарис» — в течение 1 минуты,

— главному специалисту нефтебазы, в зависимости от причины отклонения — в течение 2 минут,

— главному инженеру нефтебазы — в течение 3 минут,

— диспетчеру ОАО «Черномортранснефть» — в течение 4 минут.

19. Операторы товарные должны вести наблюдение в течение смены за состоянием технологических трубопроводов, а также технологического оборудования резервуарных парков. Все недостатки и нарушения должны быть исправлены немедленно. Если это невозможно, о дефекте оператор товарный должен доложить диспетчеру и руководству участка для принятия соответствующих мер. Все дефекты и меры, предпринятые по их устранению, диспетчером заносятся в «Журнал дефектов».

20. Давление в технологических трубопроводах на участке до Северного портала технологического тоннеля не должно превышать значения, установленного для них проектом:

— трубопровод № 1 — 4.0 кг/см²

— трубопровод № 2 — 4.0 кг/см²

— трубопровод № 4 — 6,5 кг/см²

21. Температура нефтепродукта при отгрузке не должна превышать:

— в технологическом трубопроводе № 1 — 65^оС,

— в технологическом трубопроводе № 2 — 40^оС,

— в технологическом трубопроводе № 4 — 40^оС,

22. Для сохранения качественных показателей отгружаемых на танкер нефтепродуктов диспетчер обязан строго придерживаться указаний, выданных лабораторией нефтебазы «Шесхарис» по номерам включенных в отгрузку резервуаров и количеству продукта, отгружаемого из них. В случае невозможности отгрузки нефтепродуктов из какого-либо резервуара, диспетчер обязан письменно уведомить об этом диспетчера нефтебазы «Шесхарис», диспетчера ОАО «Черномортранснефть» (с указанием причин), для принять своевременные меры к согласованию лабораторией нефтебазы «Шесхарис» включения в отгрузку на танкер других резервуаров.

Подготовка нефтепродуктов к отгрузке

1. Нефтепродукты, после приема на сливных эстакадах нефтебазы «Грушовая», перекачиваются технологическими насосами по технологическим трубопроводам в резервуары ЖБР-10 000.

2. В резервуар ведется прием только того продукта, хранение которого определено технологической картой резервуара.

3. Смена продукта в резервуаре допускается только по разрешению руководства ОАО «Черномортранснефть».

4. После наполнения резервуара до максимального нормативного уровня и отстоя продукта не менее 2 часов, лаборатория нефтебазы «Шесхарис» производит отбор пробы для последующего анализа. Проба нефтепродукта отбирается также из резервуара, не заполненного до верхнего нормативного уровня, если в этом возникает необходимость.

5. Оператор товарный, после 2-часового отстоя нефтепродукта, обязан замерить его уровень в резервуаре, а также, с помощью водочувствительных пасты или ленты, а также используя электронную рулетку, определить уровень подтоварной воды.

6. Для улучшения текучести мазутов М-40 и М-100, являющихся вязкими нефтепродуктами с высокой температурой застывания, резервуары, предназначенные для их хранения, оборудованы системами пароподогрева.

7. После окончания перекачки мазута оператор товарный обязан измерить его температуру в резервуаре. Диспетчер должен принять решение, в зависимости от наличия подтоварной воды в резервуаре, температуры застывания мазута и его вязкости, о необходимости дополнительного подогрева продукта и отдает соответствующее распоряжение оператору товарному.

8. Оператор товарный открывает, согласно инструкции об эксплуатации резервуаров ЖБР-10 000, оборудованных системами пароподогрева, задвижку для подачи пара в систему подогрева резервуара.

9. О начале подогрева мазута в резервуаре делается запись в журнале учета подогрева нефтепродуктов, в дальнейшем, при контроле температуры не менее 2 раз в сутки, записи об этом также вносятся в указанный журнал.

10. Подогрев мазута в резервуаре ведется до температуры не свыше 75^оС, при этом мазут отгружается из резервуара по технологическому трубопроводу №1 с температурой не выше 65^оС, по технологическому трубопроводу №7 — не выше 40^оС.