Задачи нефтеперерабатывающего завода практики

РАЗДЕЛ 1. Общие вопросы деятельности промышленного предприятия 4

1.3. Основные виды и краткая характеристика выпускаемой продукции 5

Раздел 3. Анализ технико-экономических и финансовых результатов деятельности предприятия за отчетный период 9

РАЗДЕЛ 4. Функционирование логистических систем промышленного предприятия 12

РАЗДЕЛ 5. Организация и планирование сбыта готовой продукции на предприятии 13

РАЗДЕЛ 6. Элементы маркетинговой политики в деятельности предприятия 14

Данная работа представляет собой отчет по производственной практике на ОАО АНГАРСКАЯ НЕФТЕХИМИЧЕСКАЯ КОМПАНИЯ, Нефтеперерабатывающий завод.

Главной задачей практики был сбор подробных сведений по организационному, экономическому и финансовому состоянию предприятия.

Местом прохождения практики был плановый отдел, в должности экономист по планированию (стажер).

Экономист по планированию является непосредственным исполнителем работы по организации, осуществлению и совершенствованию планово-экономической работы с целью обеспечения более рационального использования производственных мощностей, материальных и трудовых ресурсов, повышения экономической эффективности и рентабельности производства, ежедневного учета движения нефтепродуктов.

Отчет включает в себя общую информацию о предприятии, анализ технико-экономических результатов деятельности предприятия за период с 2008 по 2009 годы, функционирование логистических подсистем, организацию и планирование сбыта и элементы маркетинговой политики.

Ангарский НПЗ, построенный в конце 1950-х гг., принадлежит ОАО «Ангарская нефтехимическая компания», которое было приобретено НК «Роснефть» в мае 2007 г. Он является одним из крупнейших нефтеперерабатывающих заводов России и играет важную роль в нефтепродуктообеспечении Сибири и Дальнего Востока.

Завод перерабатывает западносибирскую нефть, поставляемую по системе трубопроводов АК «Транснефть». До приобретения Ангарского НПЗ НК «Роснефть» перерабатывала на нем значительные объемы собственной нефти на условиях процессинга.

Первая продукция была получена 5 августа 1960 года. Объем переработки нефти составляет 9,5 млн тонн в год. Глубина переработки нефти составляет 78,11%, что на 6, 31% выше среднего показателя по России, а выход светлых нефтепродуктов составляет 66% при среднем значении по стране 54%.

НПЗ выпускает более 200 наименований продукции, в том числе бензин, дизельное топливо, топливо для реактивных двигателей, различные марки битума, кокса, масел. Продукция завода реализуется на внутреннем рынке и экспортируется в 14 стран мира.

На сегодняшний день применяются технологии, направленные на производство высококачественной продукции, минимизацию промышленных и экологических рисков, снижение издержек. Проведена модернизация основных технологических установок, планируется ввод в эксплуатацию новых производств: комплекса изомеризации легкой прямогонной нафты, гидроочистки дизельного топлива, установок алкилирования, гидроочистки бензинов каталитического крекинга. Запуск новых комплексов позволит организовать производство товарных бензинов современного качества.

В 2008 году нефтеперерабатывающий завод в составе Ангарской нефтехимической компании был сертифицирован по международным стандартам ISO 9001, ISO 14001, OHSAS 18001 и отраслевому стандарту ISO/TS 29001 . Это позволило гарантировать потребителю высокое качество выпускаемой продукции, что многократно подтверждалось победами во Всероссийском конкурсе «100 лучших товаров России». Несколько видов продукции нефтеперерабатывающего завода: битум нефтяной дорожный, топливо дизельное (арктическое), топливо дизельное экологически чистое, топливо для реактивных двигателей, бензины марки Премиум-95 и Супер-98 становились лауреатами и дипломантами конкурса.

Местонахождение предприятия: Российская Федерация, Иркутская область, г. Ангарск.

Завод относится к предприятиям нефтеперерабатывающей промышленности, в структуре департамента переработки нефти и газа министерства энергетики Российской федерации

Высокооктановые бензины: горючая смесь лёгких углеводородов с температурой кипения от 30 до 200 °C. (АИ-92 («регуляр»), АИ-95 («премиум»), АИ-98 («супер»), применяются в качестве моторного топлива.

Топливо для реактивных двигателей (авиационный керосин) ТС-1 : смеси углеводородов, выкипающие в интервале температур 150—250 °С, применяется в качестве топлива в турбовинтовых и турбореактивных двигателях летательных аппаратов.

Дизельное топливо: керосиново-газойлевая фракция прямой перегонки нефти. Применяется как топливо в дизельном двигателе внутреннего сгорания.

Летнее дизельное топливо: Плотность: не более 860 кг/м³. Температура вспышки: 62 °C. Температура застывания: −5 °C.

Зимнее дизельное топливо: Плотность: не более 840 кг/м³. Температура вспышки: 40 °C. Температура застывания: −35 °C.

Арктическое дизельное топливо: Плотность: не более 830 кг/м³. Температура вспышки: 35 °C. Температура застывания: −50 °C.

Экологически чистое дизельное топливо – дизельное топливо с пониженным содержанием серы.

Компонент бензина: бензиновые фракции нефти, применяемые для смешения в производстве товарных бензинов

Мазут: остаток после выделения из нефти или продуктов ее вторичной переработки бензиновых, керосиновых и газойлевых фракций. Мазуты применяются в качестве топлива для паровых котлов, котельных установок и промышленных печей, для производства флотского мазута, тяжелого моторного топлива

Кокс нефтяной: твердый остаток вторичной переработки нефти или нефтепродуктов. Используется для изготовления электродов и коррозионноустойчивой аппаратуры, восстановитель при получении ферросплавов

Нефтебитумы: остаточные продукты переработки нефти, имеющие твёрдую или вязкую консистенцию и состоящие из углеводородов и гетероатомных (кислородных, сернистых, азотистых, металлсодержащих) соединений. Применяются в дорожном строительстве.

Весь перечень продукции выпускаемой на нефтеперерабатывающем заводе представлен в Приложении 1.

Дальнейшее существенное увеличение производства нефтепродуктов связано с увеличением глубины переработки нефти, за счет увеличения доли вторичных процессов переработки и улучшения экологических характеристик топлив.

Характеристика производственной структуры и производственного процесса

Цех фракционирования и очистки газов от сернистых соединений, производства кокса и битума.

Процесс производства является непрерывным, режим работы персонала – сменный.

Завод является структурным подразделением открытого акционерного общества «Ангарская нефтехимическая компания». В мае 2007 года Ангарская нефтехимическая компания вошла в состав государственной нефтяной компании «Роснефть».

Http://works. doklad. ru/view/AGfP-5IMBKA. html

Проходил производственную практику в НГДУ «Азнакаевскнефть» с по. Во время прохождения производственной практики ознакомился с общей структурой управления организации, со схемой организационной структуры управления, с разработкой нефтяных месторождений, эксплуатацией нефтяных и нагнетательных скважин, с текущим и капитальным ремонтом скважин и применяемых технологий.

С самого начала прохождения практики интересовался работой всего предприятия в целом. Принимал активное участие во всех мероприятиях, проходивших в коллективе за период практики. Выполнял все порученные ему задания в срок.

За время прохождения практики проявил себя достаточно грамотным и дисциплинированным студентом, собрал необходимый материал, систематизировал и обработал информацию для написания отчёта.

Проходящего производственную практику с 8.06.2009 г. по 17.07.2009 г.

Анализ текущего состояния разработки и исходные данные для проектирования

Организация, управление, учет и контроль производственных процессов на предприятии

Планирование и результаты производственно-хозяйственной деятельности предприятия

Инструктаж по охране труда, пожарной и электробезопасности. Ознакомление с оборудованием нефтедобычи, системы сбора нефти и газа.

Ознакомление со схемой сбора и транспортировке нефти, газа на нефтепромысле и обслуживаемом участке.

Ознакомление со схемой сетей нефтесбора на участке и со схемами технологических установок.

Ознакомление с технологическим оборудованием ГЗУ, ДНСДНС, запорной арматурой.

Инструктаж по ТБ при выполнении работ. Приобретение навыков по обслуживанию на скважинах, ГЗУ, ДНС.

Приобретение навыков по обслуживанию оборудования факельных систем.

Инструктаж по ТБ при выполнении работ. Приобретение навыков по депарафинизации оборудования механическим способом, ознакомление с установкой для выполнения работ.

Инструктаж по ТБ при выполнении работ. Приобретение навыков проведения работ по очистке выкидных линий химическим способом.

Инструктаж по ТБ при выполнении работ. Приобретение навыков проведения работ по очистке выкидных линий тепловым способом

Приобретение навыков обслуживании ГЗУ индивидуальными замерными установками.

Приобретение навыков поддержания технологического процесса при добычи нефти и газа.

Сбор материала и подготовка отчета Сбор материала и подготовка отчета

1.2.4 данные об условных запасах нефти, газа и конденсата по месторождению 21

1.3.3 перечень основного оборудования, применяемого при различных способах эксплуатации. 29

1.3.4оценка эффективности и недостатки реализуемой системы разра­ботки 47

1.4.2 мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин 60

1.5 Осложнения, встречающиеся при эксплуатации добывающих и нагне­

1.8 Технико-экономические показатели вариантов разработки: капитальные вложе­ния и эксплуатационные затраты. 81

1.9 Охрана труда и окружающей среды на предприятиях нефтегазодобывающей про­мышленности. 84

Нефть и газ играют большую роль в развитии экономики нашей страны. Они, как наиболее эффективные и энергоемкие из всех природных веществ имеют доминирующее положение в энергетике.

Ценность нефти как топлива определяется ее энергетическими свойст­вами, физическим состоянием, достаточной стабильностью при хранении и транспортировке, малой токсичностью. Почти все автомобили и самолеты, а так же значительная часть судов и локомотивов работают на нефтепродуктах. Производное нефти – керосин с жидким кислородом применяется в ракетной технике, где особенно остро стоит проблема энергоемкости топлива.

Не менее нефть и как сырье для химической промышленности, ведь се­годня химическая промышленность охватывает производство синтетических материалов и изделий главным образом на основе продуктов переработки нефти и природного газа.

В настоящее время, в связи с тем что большинство месторождений на­шей станы вышли из периода фонтанной эксплуатации и требуют проведения различных мероприятий по интенсификации добычи, поддержанию на необ­ходимом уровне пластовых давлений, имеются различные методы активного воздействия на призабойную зону пласта скважин для повышения их продук­тивности (механические, химические, тепловые).

Цель практики: ознакомиться с деятельностью НГДУ, с работой геологического, производственного, экономического отделов, а также с работой таких отделов как подземный и капитальный ремонт скважин, отдел производственной безопасности и охраны труда. Узнать о работе буровых бригад на территории деятельности НГДУ. Ознакомиться с методами борьбы со всякого рода осложнениями.

Развитие процесса разработки месторождений обуславливается рядом последовательно сменяющих друг друга стадий (периодов), вызванных изменением качественного состояния залежи и отличающихся по динамике добычи нефти QН: подъем – высокий уровень – падение. Такая последовательность универсальна и проявляется во всех нефтегазовых провинциях мира. Ее графическое изображение в американской литературе получило название «колокол Хабберта» (рис.3.1).

СтадияI на восходящей ветви кривой характеризуется интенсивным ростом добычи нефти до максимально заданного уровня при небольшой обводненности продукции. Это происходит в основном за счет увеличения действующего фонда скважин при освоении месторождения.

СтадияII (плато на кривой) – период высоких уровней добычи нефти при нарастании обводненности. Устойчивость добычи нефти обеспечивается бурением оставшегося фонда скважин и применением методов интенсификации отбора жидкости.

СтадияIII (нисходящая ветвь) характеризуется значительным снижением добычи нефти и прогрессирующей обводненностью продукции (до 85%). Граница между стадиями II и III устанавливается по точке перегиба кривой QН при продолжающемся росте темпа откачки жидкости. Падение добычи неизбежно при отборе половины запасов углеводородов.

СтадияIV завершающая, характеризуется низкими, но медленно снижающимися темпами отбора нефти при возрастающей обводненности

Базируется на извлечении остаточных запасов нефти. Продолжительность стадииIV сопоставима с длительностью всего предшествующего периода разработки залежи и определяется пределом экономической рентабельности.

Зеленогорская площадь является одной из центральной площадей Ро-машкинского нефтяного месторождения и граничит с восточной стороны с Холмовской, с юга-востока – Восточно-Лениногорской, с юга-запада – Южно-Ромашкинской, с западной – Павловской и с севера – Восточно-Сулеевской площадями. Площадь протягивается с севера на юг на 18 км, с запада на вос­ток-на 19 км.

В административном отношении Зеленогорская площадь расположена на территории Альметьевского, Азнакаевского и Бугульминского районов Татар­ской АССР с ближайшим населенным пунктами р. п. Актюба, Микулино, Ка-рабаш.

По территории Зеленогорской площади протекает р. Зай с притоками, а также проходит сеть автодорог Азнакаево – Альметьевск, Бугульма – Актюба.

В географическом отношении территория площади представляет собой пересеченную местность с многочисленными оврагами и балками, местами покрытыми лесами. Абсолютные отметки поверхности колеблются в пределах от 189 до 280м.

Преобладающее направление ветров юго-западное. Климат континен­тальный с колебанием температуры от +32 до – 40°С.

Зеленогорская площадь является одной из центральных площадей Ромашкинского месторождения. Основной эксплуатационный объект представлен продуктивными отложениями пашийского (Д1) горизонта, залегающего на глубине 1700- 1760м. Залежь нефти многопластовая, сводовая, углы падения пластов не превышает 2°. Корреляция разрезов по вновь пробуренным скважинам не представляет особых затруднений.

Продуктивные отложения представлены терригенными породами, которые по фильтрационно-емкостным свойствам подразделяются на песчаники и алевролиты.

В эксплуатационном объекте выделены семь пластов, которые индексируются сверху вниз “a1″, ” б1+2″, “б3”, “в”, “г1”, “г2+3” и “д”.

Особенности геологического строения пластов отображают карты распространения коллекторов, которые в дальнейшем послужили основой для построения карт разработки и расстановки проектных скважин.

При определении насыщенности коллекторов использована методика Н. Н.Сахранова. Абсолютная отметка ВНК меняется от -1485,0 м до -1494,9 м и в среднем составляет -1489,2 м.

В пределах месторождения отложения девонской системы трансгрессивно залегают на кристаллическом фундаменте и представлены терригенными отложениями ее среднего отдела и терригенно-карбонатными верхнего отдела, которые по литологическому составу могут быть подразделены на нижнюю терригенную и верхнюю карбонатную пачки.

Средний девон (D2). В составе среднего девона выделяются отложения эйфельского (D2 1 ) и живетского (D2 2 ) ярусов. Относимые к эйфельскому ярусу отложения бийского горизонта (D2bs) являются наиболее древними палеонтологически охарактеризованными образованиями девона Ромашкинского месторождения, распространенными в основном на территории его южных и центральных площадей. Литологически в его составе выделяются две пачки пород: нижняя – базальная гравийно песчаная (пласт Дv) и перекрывающая ее – карбонатно-аргиллитовая.

Пласт Дv сложен светло серыми и желтовато-светло-серыми разнозернистыми (в основном средне – и крупнозернистыми) кварцевыми песчаниками со значительной примесью гравийного и мелкогалечного материала. Реже встречаются прослои мелкозернистых песчаников, алевролитов и аргиллитов с плохой сортировкой обломочного материала. Песчаники и алевролиты слабо сцементированы. Толщина песчаного пласта изменяется от 2-х до 6-ти метров. В кровле и подошве пласта могут наблюдаться выдержаные прослои оолитовых и шамозито-сидеритовых руд. Для верхней пачки характерно присутствие кристаллических серых известняков, выделяемых как четкий электрорепер “нижний известняк”, с наличием глинистых алевролитов и аргиллитов. Общая толщина бийского горизонта достигает 30-36 метров. В живетском ярусе (D2 2 ) выделяется старооскольский горизонт (D2st) объединяющий в своем составе воробьевские – D2 vb (пласт Дiv), ардатовские – D2ar (пласт Д lll) муллинские – D2ML (пласт Д ll) слои.

Пласт Дlv представлен светло-серыми или темно-коричневыми нефтенасыщенными песчанниками крупнозернистыми, плохо отсортированными. Редки прослои мелкозернистых глинисто-алевролитовых пород, с остатками фауны. Отложения горизонта с размывом залегают на породах эйфельского яруса и кристаллического фундамента (в северной части месторождения) с уменьшением их толщины, достигающей 30 метров, с юга на север. Верхняя граница проводится по кровле аргиллитовой пачки над пластом Дiv.

Пласт Дlll выделен в пределах нижней пачки ардатовских слоев и слагается глинистыми алевролитами. Толщина пласта может достигать 10-12 метров. В пределах верхней карбонатно-аргиллитовой пачки выделяется хорошо выдержанный по площади месторождения электрорепер “средний известняк”, который представлен буровато-серыми, темно-серыми органогенными известняками или перекристаллизованными доломитами. По водорослевыми и фораминиферовыми известняками. Общая толщина образований подъяруса может достигать 200-250 метров.

Выделенный в составе фаменского яруса (D3 2 ) нижнефаменский подъярус

(D3 2 l) представлен задонским (D3 zd) и елецким (D3el), горизонтами, отложения

Которых залегают на размытой поверхности верхнефранского подъяруса. Они

Сложен светлосерыми известняками микрозернистыми, участками пористыми и кавернозными и доломитами светло-серыми, мелко – и среднезернистыми, иногда с включениями гипса и ангидрита. Толщина подъяруса достигает 150 метров.

Для отложений данково-лебедянского (D3d+lb) горизонта среднефаменского подъяруса (D3 2 2) характерно переслаивание светло-серых микрозернистых реликтово-органогенных, часто сильно перекристаллизованных известняков с редкими тонкими брекчиевидными прослоями доломитов и доломитизированных известняков. Встречаются также прослои пористых, мелкокавернозных, трещиноватых и битуминозных известняков с присутствием сутуро-стилолитовых швов и горизонтальных трещин. Доломиты буровато-серые, мелко – и разнозернистые, известковистые. Толщина горизонта составляет около 50 метров.

В верхнефаменском подъярусе (D3 2 3) выделяется заволжский горизонт (D3zv), который сложен известняками серыми и светло-серыми; в основном тонкозернистыми, с неровными поверхностями на пластования, со стилолитовыми швами, участками отмечается неравномерное нефтенасыщение. Толщина горизонта 50-80 метров.

Для определения коллекторских свойств продуктивных пластов и дальнейшего использования их в технологических расчетах использованы результаты исследования скважин геофизическими методами. Из таблицы 2.2.1 видно, что определение фильтрационно-емкостных и других свойств пород коллекторов по данным лабораторного изучения керна проведено по

Данным5% скважин от пробуренного фонда [3]. Объем информации, полученной по результатам геофизических исследований скважин, существенно больше. В связи с этим полученные средние величины основных параметров отличаются по абсолютным значениям.

С учетом имеющейся информации по методам исследований основные характеристики параметров объекта разработки приняты для проектирования по данным геофизических исследований.

Http://mysagni. ru/fng/rengm/2361-otchet-po-proizvodstvennoy-praktike-prohodivshey-v-ngdu-aznakaevskneft-razrabotka-i-ekspluataciya-neftyanyh-i-gazovyh-mestorozhdeniy. html

 Отчёт по Практике ЛУКОЙЛ. ВВЕДЕНИЕ……………………………………………………………3 1. ИСТОРИЯ КОМПАНИИ ОАО «ЛУКОЙЛ»……. 4 2. СОДЕРЖАНИЕ РАБОТ, ВЫПОЛНЕННЫХ В ХОДЕ ПРОИЗВОДСТВЕННОЙ ПРАКТИКИ…………………………………………….9 3. МЕРОПРИЯТИЯ ПО УЛУЧШЕНИЮ РАБОТЫ ОРГАНИЗАЦИИ………..18 ЗАКЛЮЧЕНИЕ…………………………………………20 СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ……………………………. 22 Введение Материальной основой национальной безопасности России является ее экономический потенциал.

Филиал в г. Кириши ОТЧЁТ По Производственной Практике по профилю специальности __ (наименование Практики) __________________________________________________________________________ Выполнил студент группы №__0131 Ф. И.О. Крылов Игорь Андреевич Специальность: 230105 «Программное обеспечение ВТ и АС» Место прохождения Практики ООО «Гигабайт» ________ Срок Практики с 26.04.2011 г. по.

УЧЕБНО-ОЗНАКОМИТЕЛЬНОЙ ПРАКТИКЕ Научный руководитель: Старший преподаватель кафедры нефтяной и газовой промышленности Проскурова Н. Э. Выполнил: Студент группы ЭЭ-13-01 Балабейли Шамхал Москва 2014 КАЛЕНДАРНЫЙ ГРАФИК РАБОТЫ НА ПРАКТИКЕ № п/п | Перечень занятий и разделов Практики | Срок выполнения | Отметки о выполнении | – | Инструктаж по технике безопасности и правилах поведения на Практике. Цель, задачи Практики, организация и расписание Практики. | Собрание по Практике | выполнено.

Министерство образования Российской Федерации ОТЧЕТ По Производственной Практике на предприятии ОАО «Ангарский Нефтеперерабатывающий комбинат» 2013 Оглавление 1 Введение 3 2 Цель и задачи второй Производственной Практики 4 3 Организация системы управления охраной труда 5 3.1 Организация работы системы управления охраной труда и промышленной безопасности 5 3.2 Структура управления отдела ОТ и промышленной безопасности НПЗ 5 3.2.1 Начальник отдела ОТ и ПБ 7 3.2.

1 ЦЕЛИ ПЕРВОЙ УЧЕБНОЙ (ОЗНАКОМИТЕЛЬНОЙ) ПРАКТИКИ Первая учебная (ознакомительная) Практика преследует следующие цели: 1) получить общие сведения и представления о выбранной специальности и закрепить теоретические знания по дисциплине специализации, изученной на первом курсе дневного и заочного обучения, в частности: – ознакомление со структурой и основными направлениями Производственной деятельности буровых, добывающих, транспортирующих и перерабатывающих предприятий нефтегазодобывающий.

 1 ЦЕЛИ ПЕРВОЙ УЧЕБНОЙ (ОЗНАКОМИТЕЛЬНОЙ) ПРАКТИКИ Первая учебная (ознакомительная) Практика преследует следующие цели: 1) получить общие сведения и представления о выбранной специальности и закрепить теоретические знания по дисциплине специализации, изученной на первом курсе дневного и заочного обучения, в частности: – ознакомление со структурой и основными направлениями Производственной деятельности буровых, добывающих, транспортирующих и перерабатывающих предприятий нефтегазодобывающий отрасли.

Федеральное государственное профессиональное учреждение «ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ УПРАВЛЕНИЯ» Институт экономики и финансов Направление подготовки: Международный менеджмент Отчёт по учебной Практике Выполнила: Егорова Е. Д. Руководитель по Практике на кафедре: Смирнов Е. Н. Руководитель по Практике на предприятии: Яковлева В. М. Москва 2017 Оглавление ВВЕДЕНИЕ.

ОТЧЕТ по Производственной Практике ИСПОЛНИТЕЛЬ: студентка IV курса специальности «Национальная экономика» А. А.Смурыгин Руководитель Практики от организации П. С.Смурыгин Руководитель Практики от кафедры Ж. А. Мингалева Пермь 2011 СОДЕРЖАНИЕ ВВЕДЕНИЕ………………………………………………………………………………………3 1. ИСТОРИЯ КОМПАНИИ ОАО «ЛУКОЙЛ»……………………. 4 2. СОДЕРЖАНИЕ РАБОТ, ВЫПОЛНЕННЫХ В ХОДЕ ПРОИЗВОДСТВЕННОЙ ПРАКТИКИ…………………………………………………………………………………………….

Национальный исследовательский технологический университет Московский институт стали и сплавов Отчёт по Практике Москва 2012 ВВЕДЕНИЕ КРОК работает на ИТ-рынке c 1992 года и сегодня является ведущим российским партнером IBM, HP, EMC, Dell, Fujitsu, Cisco Systems, Avaya, Microsoft, Oracle и других лидеров мирового ИТ-рынка в России и странах СНГ. КРОК постоянно сотрудничает с более чем 150 производителями оборудования и программного обеспечения, что позволяет создавать комплексные.

СОДЕРЖАНИЕ ВВЕДЕНИЕ 3 1 ПОСТАНОВКА ЦЕЛЕЙ И ЗАДАЧ ПРАКТИКИ 4 2 ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ 5 2.1 Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПечорНИПИнефть» в г. Ухте 5 2.2 Направления и разработки деятельности института 6 2.3 Техника и технологии 11 3 ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ 14 3.1 Анализ предметной области 14 3.2 Руководство пользователю 16 ЗАКЛЮЧЕНИЕ 21 СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 22 ПРИЛОЖЕНИЯ 23 ВВЕДЕНИЕ Я проходил летнюю Производственную Практику в филиале филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПечорНИПИнефть».

56 Введение Целями прохождения Практики в Обществе с ограниченной ответственностью «Мастер» являются закрепление и углубление теоретических знаний, ознакомление с деятельностью предприятия, анализ показателей ликвидности, платежеспособности, финансовой устойчивости. Объектом изучения является финансово-хозяйственная деятельность предприятия ОАО «Борхиммаш». В соответствие с поставленными целями во время прохождения Практики решаются следующие задачи: 1) собрать общие сведения.

СОВРЕМЕННЫЙ МНОГОПРОФИЛЬНЫЙ КОЛЛЕДЖ ОТЧЕТ ПО ПРАКТИКЕ Вид Практики ________Ознакомительная____________________________________ Выполнил студент: ____________ Юнусов Сулиман Раманович__________________ фамилия, имя, отчество Шифр, специальность______0819000 Технология по переработки нефти и газа______ Группа: ______________ ОНГ14-2__________________________________ № семестра _____________№3________________________________________ Подпись студента __________ Дата сдачи отчета «_5__».

НАПРАВЛЕНИЕ «ГОРНОПРОМЫШЛЕННАЯ ЭКОЛОГИЯ» ОТЧЕТ О ПРОХОЖДЕНИИ ПРОИЗВОДСТВЕННОЙ ПРАКТИКИ НА ОАО «Трест №7» Студента группы ГПЭ-13 Шмелев В. С Руководитель Практики от предприятия Лихолатников Ю. М. Заместитель генерального директора _______________________________________ (подпись руководителя Практики от предприятия) «____»_________2016 г. Руководитель Практики от университета.

Аппараты химических производств» ПРОИЗВОДСТВЕННАЯ ПРАКТИКА Методические указания для студентов специальности 170500 – «Машины и аппараты химических производств» Тверь 2005 УДК 378.3 (079. 3), (075. 8) ББК 74. 58: 35. 11. я 7 Содержат программу Производственной Практики, порядок ее организации и прохождения, правила составления и оформления отчетов о Практике. Предназначены для студентов 1, 3, 4 и 5-го курсов специальности.

Принят комиссией кафедры «___»_____________ 2012 года Зав. Кафедрой «ПМИ» _____________Тараканов В. И. ОТЧЕТ по Производственной Практике на НГДУ «Сургутнефть», отдел ОАСУ Руководитель Практики от предприятия:Должность:____________________________Ф. И.О:________________________________ ________________________________ Подпись:____________ | Руководитель Практики от университета:Должность:____________________________Ф. И.О:________________________________ ________________________________Подпись:____________.

Психологии ОТЧЁТ о прохождении Производственной Практики Студентом факультета ____Управления и Психологии___ курса___4__группы______ Специальность "Управление персоналом" ————————————————- Голощапов Юрий Сергеевич (фамилия, имя, отчество полностью) Место прохождения ————————————————- практики__________________________________________________________ ЗАО «КНПЗ-КН» Руководитель Практики от.

Введение Практика – это одно из наиболее важных составляющих учебного процесса. Она позволяет применить знания, полученные в ходе изучения теоретической части учебного процесса, и приобрести определенные Производственные навыки. Преддипломная Практика, в свою очередь, позволяет студенту не только применить полученные знания и навыки, но и изучить деятельность и структуру организации, в которой он Практикуется, для возможного их усовершенствования в дальнейшем. Данная работа представляет собой отчет.

«Интегрированные системы менеджмента» ОТЧЕТ ПО УЧЕБНОЙ ПРАКТИКЕ Студента (ки) Мингазовой Алины Халилевны__________________ (Фамилия, имя, отчество) Направление подготовки____управления качеством_____________ (шифр, наименование) отделения _______заочно-дистанционного________ обучения Место прохождения Практики ООО «Татинтек»____ 423450, г. Альметьевск, ул. Мира д.4__________________________ Руководитель Практики от организации Файзуллин Нияз Насихович (Фамилия, имя, отчество.

403 Доходы будущих периодов 1530 0 0 0 Резервы предстоящих расходов 1540 2 301 794 1 763 782 1 995 693 Прочие обязательства 1550 0 0 0 Итог по разделу V 1500 312 660 887 376 159 468 323 252 123 БАЛАНС 1700 1 968 741 548 1 886 897 136 1 748 501 887 Отчёт о финансовых результатах РСБУ (тыс. руб.) Название показателя Код показателя 9мес. 2015 6мес. 2015 3мес. 2015 Выручка 2110 249 293 669 237 843 693 51 423 891 Себестоимость продаж 2120 -18 179 838 -12 442 612 -2 899 754 Валовая прибыль (убыток) 2100.

ОТЧЕТ по преддипломной Практике в филиале ОАО "Далькомбанк" Иркутский Выполнила: студентка гр. Б Факультета "Менеджмент организации" Специльности "Банковский менеджмент" Починская Яна Юрьевна Иркутск 2010 Характеристика Починской Яны Юрьевны, студентки 5 курса, факультета "Менеджмент организации" , специальность "Банковский менеджмент" За время прохождения Практики студентка Починская Я. в банке Иркутский филиал ОАО "Далькомбанк" изучала основные нормативные правовые акты. Основными.

Университет имени Гагарина Ю. А.” Отчет по Практике Балаково 2013 Содержание 1. Характеристика предприятия ОАО «БРТ» 1.1 История развития……………………………………………………. …..3 1.2 Выпускаемая продукция…………………………………………………. 7 1.3 Структура управления……………………………………………………..9 1.4 Производственная структура……………………………………………. 9 1.5 Состав и структура.

ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ АВТОНОМНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ БАЛТИЙСКИЙ ФЕДЕРАЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ ИМЕНИ ИММАНУИЛА КАНТА ИНЖЕНЕРНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ИНСТИТУТ Отчёт по Производственной Практике в ООО «Управление технологического транспорта и специальной техники» дочернем предприятии ООО «ЛУКОЙЛ Северо-Западнефтепродукт» Выполнила: Студентка 3 курса Направления «Сервис» Качесова Полина Александровна Калининград 2017 Содержание Введение……………………………………………………………………..3.

Педагогический университет» Факультет менеджмента, повышения квалификации и переподготовки кадров Кафедра акмеологии и психологии управления ДНЕВНИК – ОТЧЁТ ПО ПРАКТИКЕ Екатеринбург 2009г Календарный график выполнения программы Практики Дата|Содержание выполняемых работ и заданий|Подпись руководителя Практики| |1. Ознакомление с видами деятельности и общей структурой управления организации.|| 07.05.2009чт|Работа в качестве специалиста по кадрам: прием, увольнение.

Менеджмента ОТЧЕТ О ПРОХОЖДЕНИИ АНАЛИТИЧЕСКОЙ ПРАКТИКИ (название организаций) в период с «_06__» по «_17__» июля 2015__г. Студенки (название факультета) ____________ Фамилия И. О. (курс, группа) (подпись) Руководитель Практики от кафедры: ____________ Фамилия И. О. (подпись) Руководитель Практики от организации (предприятия): ____________ .

Министерство образования Российской Федерации Государственное образовательное учреждение Высшего профессионального образования Самарский Государственный Технический университет Филиал в г. Сызрани Отчёт по Практике Выполнил: студент гр. А Проверил: Цой А. Д. Сызрань 2008 СОДЕРЖАНИЕ: 1.Структура предприятия 1.1. Краткая справка. Местоположение.

Файл скачан с сайта Реферат плюс [->0] Не забывайте посещать наш сайт и следить за обновлениями _________________________________________________ Отчет о Практике в Сбербанке План реферата Введение 1. Организационно экономическая характеристика Сбербанка РФ 1.1. Историческая справка 1.2. Основные итоги деятельности. 1.3. Экономические показатели 1.4. Работа с клиентами. 1.5. Обслуживание физических лиц 1.6. Обслуживание юридических лиц. 1.7. Операции.

Предприятия 4 3. Охрана труда 5 4. Охрана окружающей среды 7 5. Основные типы организационных структур на предприятии: 9 6. Структура отдела 10 7. Используемые информационные системы и базы данных 11 8. Решение задач по Производственной Практике 15 9. «Система отслеживания выполнения заявок на МТР по объектам капитального строительства» 16 10. Программные средства разработки 16 11. Технические средства, применяемые для автоматизации 17 12. Руководство для пользователя.

Казахстанских компаний, применяющих Практику корпоративного управления, соответствующего мировым стандартам. От его уровня зависит доверие инвесторов к Компании, ее менеджменту. Годовой отчет 2014 АО «Разведка Добыча «КазМунайГаз» 3 Стратегический обзор Раскрытие потенциала… …через эффективное управление основными активами Мы продолжаем раскрывать свой потенциал путем поддержания на наших активах стабильного уровня добычи и повышения эффективности Производственного процесса. Мы продолжаем инвестировать.

Деятельности предприятия 14 ЗАКЛЮЧЕНИЕ 17 СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ 18 ВВЕДЕНИЕ Данная работа представляет собой отчет по Производственной Практике на ОАО АНГАРСКАЯ НЕФТЕХИМИЧЕСКАЯ КОМПАНИЯ, Нефтеперерабатывающий Завод. Главной задачей Практики был сбор подробных сведений по организационному, экономическому и финансовому состоянию предприятия. Местом прохождения Практики был плановый отдел, в должности экономист по планированию (стажер). Экономист по планированию является непосредственным.

Экономический университет Институт информационных технологий Кафедра информатики и эконометрики О Т Ч Е Т по Производственной Практике ОАО «ГАЗПРОМНЕФТЬ-УРАЛ» на ______________________________________________________________ (наименование предприятия) 18.06.2012г.………………………14.07.2012г. с ________________ по ______________________________________ (срок прохождения Практики) Кафедра Информатики Исполнитель: Асылкаев Е. А. и эконометрики.

Имени П. О. Сухого» Энергетический факультет Кафедра «Промышленная теплоэнергетика и экология» ОТЧЁТ по первой технологической Практике на предприятии ОАО «Гомельтранснефть Дружба» Составила: Студентка гр. ЭН-31 _____________________________ (подпись, дата) (Ф. И.О.) Руководитель Практики от предприятия: должность _____________________________ .

Роль экономического стимулирования в повышения эффективности производства………………………………….……………. 4 ГЛАВА 2. Экономические рычаги и стимулы, используемые в Практике руководства хозяйств…………………………………………………………..10 ГЛАВА 3. Анализ основных методов экономического стимулирования повышения эффективности производства на предприятиях Нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности……………………………………………………………….13 ГЛАВА 4. Пути дальнейшего совершенствования экономического стимулирования повышения эффективности.

Министерство образования и науки РФ Волгоградский Государственный Архитектурно – Строительный Университет Кафедра ЭУПС Отчет по летней Практике Выполнил: ст. гр. М-1-11 Ляхова Е.

СОВРЕМЕННЫЙ МНОГОПРОФИЛЬНЫЙ КОЛЛЕДЖ ОТЧЕТ ПО ПРАКТИКЕ Вид Практики _____Учебная Практика _____ Выполнил студент: ________Изатов Руслан Талгатович__________ фамилия, имя, отчество Шифр, специальность __0819000 Технология переработки нефти и газа___________ Группа _______ОНГ-13-1_____________________________________ № семестра _______шестой_______________________________________ Подпись студента __________ Дата сдачи отчета «28» ноября 2016 г. .

Образовательное учреждение высшего профессионального образования «Санкт-Петербургский государственный инженерно-экономический университет» Кафедра экономики и менеджмента в нефтегазохимическом комплексе Отчет о прохождении УЧЕБНОЙ ОЗНАКОМИТЕЛЬНОЙ ПРАКТИКИ Выполнил:_.___________________ (Фамилия И. О.) студентка __курса___спец._ (срок обуч.) группа ___№ зач. книжки__________ Подпись:____________________________________ .

Федеральное государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования «СИБИРСКИЙ ФЕДЕРАЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ» Институт нефти и газа Отчет по учебной Практике. Выполнил: студент 4 курса Специальность: 1906603.65 .

ВКЛАД ГРОЗНЕНСКИХ НЕФТЯНИКОВ В РАЗВИТИЕ НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ Современная Нефтеперерабатывающая промышленность является одной из наиболее сложных и насыщенных техникой отраслей промышленности. Характерная особенность ее— многообразие применяемых технологических процессов и прие­мов для разделения и превращения углеводородов и их смесей, а также высокая степень автоматизации и механизации различ­ных операций. Темпы развития Нефтеперерабатывающей промышленности чрезвычайно высоки и.

Бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования Дальневосточный государственный университет путей сообщения Кафедра «Экономика» ОТЧЕТ по учебной Практике Студента (ки) 1 курса 315 гр. Купреевой Юлии Сергеевны Руководитель Практики Данильчук М. А Хабаровск 2015 г. Министерство транспорта Российской Федерации Федеральное агентство железнодорожного транспорта федеральное государственное бюджетное образовательное.

4 Тестирование программы | 22 | 2.5 Руководство пользователя | 27 | ЗАКЛЮЧЕНИЕ | 29 | Введение В последние годы на наших глазах произошла компьютерная революция, затронувшая все сферы социальной, культурной, научной и Производственной деятельности людей. Эта компьютерная революция еще не завершена и недавно вошла в очередной этап, связанный с Интернетом. Дело идет к тому, что всего через пять – семь лет в мире не останется людей, которых не коснутся изменения, вызванные существованием.

ОТЧЕТ Об учебно-ознакомительной Практике на предприятии ОАО «ЛУКОЙЛ» Руководитель Практики от предприятия (организации) начальник Челябинского управления ООО «Лукойл – Уралнефтепродукт»: Усов Михаил Александрович Содержание Введение………………………………………………. 3 1.Общая информация о компании………….………….…. 7 2.Организационая структура управления на предприятии ОАО «ЛУКОЙЛ»……………………………………………………. ……10 2.1.Принципы управления.

(технический университет) [pic] КУРСОВая РАБОТА дисциплина: Промышленная экология (наименование учебной дисциплины согласно учебному плану) Тема: Оптимизация процесса очистки сточных вод Нефтеперерабатывающего Завода ООО «КИНЕФ» Автор: студент гр. ИЗ-06-3 _____________ /Быстрова Н. В./ (подпись) (Ф. И.О.) Дата: ________________ ПРОВЕРИЛ: Руководитель работы: доцент _____________ /Баркан.

Дневник по Практике технолога на молочном Заводе Сочинения и курсовые работы Поиск Практика Производственная Практика для студентов является важнейшей частью учебного процесса, в ходе которой осуществляется непосредственная связь обучения в ВУЗе с производством и подготовка студентов к будущей профессиональной деятельности. Она связанна с изучением основных технологических процессов и технических. 937 Слова4 Стр. Производственная Практика ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ АКАДЕМИЯ» АГРАРНЫЙ ИНСТИТУТ ПРОИЗВОДСТВЕННАЯ.

Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 1 Технический Отчёт по преддипломной Практике Провер. Ставышенко А. С Реценз. Н. Контр. Утверд. Содержание Лит. Листов 1 ИПТИ УК-07 Содержание Введение | 3 | 1. Техника безопасности и охрана окружающей среды | 4 | 2. История предприятия и краткая характеристика выпускаемой продукции | 7 | 3. Структура предприятия, функциональные обязанности и взаимосвязь подразделений, служб и отделов. Структура и схема управления.

Т Ч Е Т По учебной Практике (Практика по получению первичных профессиональных умений и навыков) Место прохождения Практики Байкальский государственный университет (наименование организации) Студент гр. НГК-13-1: __________ (подпись) Д. Д. Гамбуева Руководитель Практики от кафедры ЭУБ: __________ (подпись) к. т.н., доц. С. В. Кабанов Иркутск, 2017 г. Производственная структура предприятий Производственная структура предприятия — это.

Профессионального образования «Тюменский государственный нефтегазовый университет» Институт менеджмента и бизнеса Кафедра экономики, организации и управления производством ОТЧЕТ по Производственной Практике Место Практики: ООО «ЛУКОЙЛ УРАЛ-НЕФТЕПРОДУКТ», г. Тюмень Выполнил: ст. гр. УИН-08-1 Хищников Г. С. Руководитель от предприятия: Руководитель от кафедры: специалист по УМР Глущенко Л. Н. Тюмень, 2012 СОДЕРЖАНИЕ.

ОГЛАВЛЕНИЕ ВВЕДЕНИЕ………………………………………………………………………2 1. Понятие и классификация основных фондов предприятия……………….3 2. Состав и структура основных фондов нефтяных, Нефтеперерабатывающих и нефтехимических предприятий……………..…7 3. Оценка основных фондов……………………………………………………10 4. Износ основных фондов, их срок службы и амортизация………………. 13 5. Показатели использования основных фондов и методика их определения………………………………………………………………….16 6. Пути улучшения использования основных.

РЕФЕРАТ Производственная Практика заключается в том, чтобы продемонстрировать теоретические знания на примере Производственного оборудования, так же ознакомиться с принципом работы, эксплуатации энергетического оборудования. Изучить основные и вспомогательные энергетические оборудования в котельном цехе и их принцип работы. ВВЕДЕНИЕ ООО «РН-Юганскнефтегаз» – одно из крупнейших нефтедобывающих предприятий России. Крупнейшее в составе ПАО «НК «Роснефть». Предприятие ведет работу на территории городов.

Предприятия; организационной и управленческой структурой предприятия. ОАО «Каменский нефтеперегонный Завод» – это современное Нефтеперерабатывающее предприятие, расположенное в центре Ростовской области. Основным видом деятельности предприятия является производство нефтепродуктов. Завод имеет все необходимые лицензии и разрешительную документацию на виды осуществляемой деятельности. Продукция, производимая Заводом, отвечает государственным стандартам качества и экологическим требованиям, что подтверждено.

Отчет по Практике по специальности менеджмент. Содержание 1. Исследование организации. 2. Организационные процессы и организационная структура 3. Оценка эффективности управления компанией. 4. Организационная культура и управление коммуникациями 5. Стратегия развития организации 6. Информационные потоки в организации 7. Проблемы компании и проектные предложения. Список литературы Приложения Отзыв-характеристика 1. Исследование организации. ОАО "ЛУКОЙЛ" – российская нефтяная компания.

Носит теоретический характер, в которой раскрывается тема «Производственная мощность нефтегазодобывающего предприятия». Вторая часть данной работы имеет аналитический характер. В качестве объекта изучения данной части курсового проекта выступает организационно –Производственная структура ОАО "Танеко". Третья часть данной работы имеет расчетный характер. В данной части курсового проекта рассчитывается Производственная мощность и выручка от реализации продукции вертикально-интегрированного.

. 34 Введение С целью закрепления и расширения теоретических и практических знаний, приобретения более глубоких практических навыков по специальности проведена Практика на АО «Петро Казахстан Кумколь Ресорсиз» с 23 января 2012 г. по 10 марта 2012 г. В процессе прохождения Практики необходимо изучить деятельность предприятия, провести анализ важнейших показателей деятельности предприятия на основании изучения таких основных источников, как бизнес-план предприятия, договора.

УНИВЕРСИТЕТ ЭКОНОМИЧЕСКИЙ ФАКУЛЬТЕТ КАФЕДРА МАТЕМАТИЧЕСКИХ МЕТОДОВ И ИССЛЕДОВАНИЯ ОПЕРАЦИЙ В ЭКОНОМИКЕ ОТЧЕТ по Производственной Практике Студент: Дуйшоналиев Ж. А. Группа: ЭММ-1-08 Сроки прохождения Практики: с 4 июля по 30 июля 2011 года Место Практики: ОсОО «Газпром нефть Азия», 8мкр, д.28«А» Руководитель Практики от университета: Мокроусов Н. В. Руководитель Практики от организации: Борбиева С. Т. Оценка по защите отчета _______________________________ ____________________ __________________.

Оформить Отчёт по Практике в 2015 году? Жёсткие требования к оформлению этого документа никогда не предъявлялись, достаточно, чтобы в нём содержались все необходимые структурные элементы, а будут поля на странице 2,5 или 3 см, не играет особой роли. Итак, начнём. Рассмотрим вариант оформления Отчёта для тех учебных заведений, в которых не выдаётся единый журнал для заполнения в процессе прохождения Практики. Структура Отчёта: задание, введение, основная часть, выводы, дневник по Практике, заключение.

Продуктов Нефтеперерабатывающие Заводы (НПЗ) условно можно отнести к Заводам следующих профилей : 1. Топливного с неглубокой переработкой нефти. На таких Заводах предусматривается выпуск автомобильных бензинов, авиационных керосинов, мазута (как котельного топлива), битумов, дизельного топлива, в отдельных случаях парафина, серы, иногда ароматических углеводородов (бензол, ксилол и др.). 2. Топливного с глубокой переработкой нефти. Номенклатура основных товарных продуктов такая же, как и у Заводов первого.

Имени Франциска Скорины» Заочный факультет Кафедра бухгалтерского учета, контроля и анализа хозяйственной деятельности ОТЧЕТ по учетно-аналитической (Производственной) Практике на ОАО «Дятловский сыродельный Завод» Исполнитель: студент группы БУ-51 ___________________ Л. А. Макаревич Руководитель от университета: Доцент, к. э.н. ___________________ Т. И. Панова.

МОСКОВСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ им. М. В. Ломоносова Химический факультет кафедра химической технологии и новых материалов ОТЧЁТ о выполнении Производственно-учебной химико-технологической Практики студента V курса Левицкого О. А. Сроки Практики с 1 июня по 12 июля 2012 года Место Практики ОАО «Каустик» г. Волгоград. Руководители Практики: – от химического факультета МГУ: к. х.н. Барышникова О. В., Гасанова Л. Г. – от предприятия: к. х.н. Шаталин.

ПЛАН Введение 1. Переработка. Утилизация. Смежные понятия. а) Значение переработки отходов; б) Вторичное сырье. 2. История переработки отходов. 3. Технологии переработки отходов. 4. Переработки промышленных отходов. 5. Перерабатывающие Заводы в Узбекистане а) Использованные шины б) Переработка мусора 6. Заключение Список использованной литературы. Введение Человечество слишком медленно подходит к пониманию масштабов опасности, которую создает легкомысленное отношение к окружающей среде. Между.

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования «Уфимский государственный авиационный технический университет» Кафедра ГИС ОТЧЕТ По преддипломной Практике Уфа – 2017 Содержание Введение 3 1. Характеристика предприятия 4 2. Организационная структура предприятия 5 2.1 Динамика организационной структуры 5 3. Анализ технико-экономических показателей 11 3.1 Основные технико-экономические показатели предприятия, их динамика и анализ 11 3.2 Анализ деятельности.

«Грознефтегаз», ОАО «НК Роснефть-Краснодарнефтегаз» и другие), сбытовых предприятий (например: ОАО «НК «Роснефть-Кубаньнефтепродукт», ОАО «Роснефть-Кабардино-Балкарская топливная компания», ОАО «НК «Роснефть-Алтайнефтепродукт» и другие) и Нефтеперерабатывающих предприятий (например: ОАО «НК «Роснефть – МЗ «Нефтепродукт», ОАО «НК «Роснефть-Туапсинский НПЗ» и т. д.). Также в составе рассматриваемой нефтяной компании находятся предприятия, обслуживающие основную деятельность (ЗАО «Роснефтефлот», ОАО.

Образовательное Учреждение Среднего Профессионального Образования Нижегородский Автотранспортный Техникум Отчёт ПО ПРОИЗВОДСТВЕННО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ ПРАКТИКИ в ООО «Орион» Отчёт составил _____Нестеров А. П.__________ _______________ (Ф. И.О., № группы) (подпись) Отчёт проверил ______Шахров В. И.__________ ______________ .

Http://www. skachatreferat. ru/poisk/%D0%BE%D1%82%D1%87%D1%91%D1%82-%D0%BE-%D0%BF%D1%80%D0%BE%D0%B8%D0%B7%D0%B2%D0%BE%D0%B4%D1%81%D1%82%D0%B2%D0%B5%D0%BD%D0%BD%D0%BE%D0%B9-%D0%BF%D1%80%D0%B0%D0%BA%D1%82%D0%B8%D0%BA%D0%B5-%D0%BD%D0%B0-%D0%BD%D0%B5%D1%84%D1%82%D0%B5%D0%BF%D0%B5%D1%80%D0%B5%D1%80%D0%B0%D0%B1%D0%B0%D1%82%D1%8B%D0%B2%D0%B0%D1%8E%D1%89%D0%B5%D0%BC-%D0%B7%D0%B0%D0%B2%D0%BE%D0%B4%D0%B5/1

Профиль «Химическая технология природных энергоносителей и углеродных материалов»

В марте 1939 года принято решение о создании нефтеперегонного завода в Сызрани мощностью 1млн. тонн в год. К лету 1941 года успели заложить фундамент установок термического крекинга и смонтировать несколько металлических резервуаров для хранения готовой продукции, построить здания пожарного депо, проходной, первый этаж лаборатории. На 1942 год в план завода были включены: обессоливающая установка, дизельная электростанция, водяной блок оборотной воды с насосной и градирней, вторая нитка водорода с Волги, монтаж 7 котлов в парокотельной. В октябре 1942 года СНПЗ полностью перешел на работу с местной нефтью. СНПЗ отправил на фронт не один десяток эшелонов топлива. В военные годы перед руководством СНПЗ стояла задача не только обеспечить производство продукции, но и не допустить небрежности сотрудников. Постоянно росли производственные показатели, среднемесячная выработка бензина в 1942 году – 7444т., в 1943 – 8174т., в 1945 – 9266т., постепенно увеличивался отбор светлых нефтепродуктов, росли объемы выработки мазута, пиролизного сырья. В 1946 году начался новый виток в истории СНПЗ: становление мощного производства, создание новой инфраструктуры, внедрение новых технологических процессов, развитие социальной сферы.

Очередной задачей СНПЗ стало сооружение установки по обессоливанию и обезвоживанию нефти, поэтому в 1944 году была приобретена электрообезвоживающая установка «Петрено» (США), а в 1946 году ЭЛОУ-1 была введена в эксплуатацию. В следствие этого улучшилась работа термического крекинга и шестикубовой батареи, прекратились аварийные остановки из-за коррозии оборудования. Также в 1946г. Принято решение о строительстве АВТ-1 с производительностью 600тыс. тонн сырья в год. Помимо АВТ-1 в ее комплекс входит еще одна обессоливающая, битумная и этилосмесительная установки, наливная эстакада, резервуары для сырья и товарной продукции. В 1947 году в линейке продукции СНПЗ появляется новинка – тракторный керосин в промышленном масштабе с высоким октановым числом. В 1950 году была запущена ЭЛОУ-2, а до этого установка ЭЛОУ-1 выполняла работу «за двоих», т. к. в ней сочетались электрообессоливание с термохимическим методом. Также в 1950 году заработала этилосмесительная установка для повышения качества производства низкооктанового бензина. После ввода АВТ-1 сосредоточились на строительстве специальных мощностей по производству битума методом периодического окисления, производительность установки – 110 тыс. тонн в год готовой продукции. В 1953 году СНПЗ открывает очередную намеченную установку – топливную АВТ-2. Возможности предприятия по первичной переработке нефти возрастают еще на 600 тыс. тонн.

В том же году должна быть введена абсорбционно-газофракционирующая установка и начато строительство еще одной АВТ и ЭЛОУ. Оборудование частично закуплено, но не все проектные решения готовы и возникают перебои с финансированием. В 1958 году была запущена АГФУ мощностью 110 тыс. тонн в год. С вводом ее в эксплуатацию решили проблему утилизации излишков прямогонного газа, который образовывался в процессе работы нескольких АВТ на полную мощность. Теперь газ, вместо сжигания на факелах, направлялся на АГФУ, где его компримировали и вовлекали в процесс для получения в сжиженном виде. Следовательно, наблюдались экологический эффект, польза для жителей, химических предприятий. В ноябре этого же года принята в эксплуатацию АВТ-3 с производительностью с 1 млн. тонн нефти в год, вводят в эксплуатацию ЭЛОУ-4,5,а также ТК-3 с производительностью 350тыс. тонн в год. В конце 50-х было насчитано 30 новых установок, объекты заводского хозяйства, соцкультбыта и в перспективе – мощнейшее современное предприятие с объемом переработки до 12 млн. тонн в год. В 1960-е годы на СНПЗ освоена целая группа новых для предприятия вторичных процессов: каталитическое крекирование, компримирование, абсорбция и фракционирование газа, сернокислотное алкилирование, каталитическое риформирование бензиновых фракций и многое другое. СНПЗ стал третьим после Рязани и Новокуйбышевска.

Одновременно с каталитическим риформингом возводили объект вторичной переработки – установку для получения ароматических у/в с tкип=62-105‘С(БТК) для налаживания собственного производства. В первой половине 1960-х продолжают развиваться сразу несколько технологий переработки у/в газов. Новые объекты строят и вводят в эксплуатацию практически один за другим. В 1962 году действует установка компрессии, абсорбции, стабилизации (КАС), в 1963 – ГФУ, установка сероочистки. С их пуском повышается выработка сжиженных газов, достигается более полная утилизация у/в газов. В 1964 году заработала установка сернокислотного алкилирования, было принято решение о строительстве цеха по производству сажи. Впоследствии цех по производству сажи был выделен в самостоятельную организацию – Сызранский сажевый завод.

Год от года совершенствовалась и заводская лаборатория: ее возможности должны были соответствовать уровню процессов и помогать оперативно решать задачи, направленные на повышение качества. Во второй половине 1960-х на СНПЗ приступили к совершенствованию производства дизельного топлива. В 1967 году завод получил ЭЛОУ-АВТ-5 мощностью 2 млн. тонн в год сырья. Она на 30 лет стала основной мощностью по первичной переработке нефти и работает по сей день. Многочисленные реконструкции позволили ей оставаться актуальной и подстраховывать ЭЛОУ-АВТ-6.

В 1970-м на СНПЗ появляются установка компрессии газов прямой гонки и долгожданная «Водородка», а в 1971-м реконструируют битумную установку, внедряя на ней схему непрерывного окисления гудрона. Главными идеями в 1971-1986 годах этого времени, определявшими направление развития СНПЗ, стали повышение качества продукции, интенсификация действующих мощностей и их техническое совершенствование, внедрение прогрессивных методик управления производством. В начале 1970х расширяется сотрудничество исследовательского отдела ЦЗЛ и технолого СНПЗ с передовыми НИИ страны, и эта совместная работа приводит к быстрому и заметному прогрессу. В это же время на СНПЗ проводятся работы по повышению четкости ректификации на установках прямой перегонки. Задача была выполнена и дала положительные результаты, отбор светлых фракций вырос на 2-3%. Также в эти годы завод продолжил активную политику в сфере защиты окружающей среды. Водозаборы на Волге оборудовали рыбозащитными сооружениями, смонтировали установку для флотации сточных вод. В 1981-м на СНПЗ была построена установка расщепления отработанной серной кислоты – еще один вклад в экологическую безопасность производства. «Карбамидка» стала последним техническим объектом, построенным на СНПЗ в 1980-е. В феврале 1986 года отгружена первая партия нормальных парафинов, произведенных на новой установке карбамидной депарафинизации дизельного топлива.

В начале 1990-х в плане реконструкции действующих установок сделано не мало. Переоборудован реакторно-регенераторный блок каталитического крекинга и узел ввода сырья и катализатора, дооборудован реактор. В начале 1990-х годов на заводе закрыты загрязняющие окружающую среду и экономически малоэффективные процессы алкилирования и карбамидка. В 1993-м введена в строй азотная установка «Монсанто». В 1995-м были введены в эксплуатацию природоохранные комплексы, они понизили воздействие производства на окружающую среду. В 1998-м началась масштабная реконструкция битумного производства. В апреле 2001 года работе ЭЛОУ-АВТ-6 дан официальный старт. Ввод новой установки в эксплуатацию означал очень многое: появление более совершенных технологий, положительно влияющих на качество продукции и состояние окружающей среды. По итогам 2001 года СНПЗ был признан победителем областного конкурса «Эколидер» в номинации «Крупное предприятие».

Установка ЭЛОУ-АВТ относится к категории пожаро-взрывоопасных в виду наличия в процессе пожароопасных и взрывоопасных продуктов: углеводородного газа, бензина, керосиновой и дизельной фракций, мазута и других нефтепродуктов.

В процессе работы установки образуются вредные вещества: сероводород, углеводороды способные при выделении через неплотные соединения создать опасные для здоровья концентрации.

Наличие высоких температур нефтепродуктов на выходе из печей, высоких давлений и температур в аппаратах повышает опасность самовоспламенения или взрыва при утечке газов и жидкости продуктов.

Наиболее опасными местами на установке являются: блок колонн, блок печей, насосные, блок ЭЛОУ.

Безопасная работа на установке требует выполнения следующих основных положений:

    к работе допускаются только лица, прошедшие инструктаж по охране труда, пожаро – и газобезопасности, стажировку на рабочем месте и успешно сдавшие экзамен на допуск к самостоятельной работе; строгое соблюдение действующих инструкций, правил и положений по эксплуатации оборудования и аппаратуры, а также технологического режима в соответствии с нормами технологического процесса; все аппараты, останавливаемые на ремонт, должны быть отглушены от технологической схемы и обезврежены согласно инструкции по подготовке аппаратов к ремонту. Запрещается производить ремонтные работы на аппаратах, если они находятся под давлением, не освобождены от продукта, ремонт производить при наличии наряда-допуска; перед заступлением на работу обслуживающий персонал должен убедится в наличии исправного противогаза на своем рабочем месте проверить состояние оборудования, арматуры, наличие средств пожаротушения; вентиляционная система должна работать круглосуточно; на каждом аппарате, работающем под давлением, должно быть предохранительное устройство и манометр; во время работы персонал должен следить за бесперебойным обеспечением установки водой, паром, азотом, воздухом и электроэнергией; зажигать форсунки печей без предварительной продувки камеры сгорания водяным паром запрещается, продувку следует вести не менее 15 минут с момента появления пара из дымовой трубы; защитное ограждение движущихся частей и механизмов должно быть надежно закреплено; не разрешается производить чистку, протирку и смазку движущихся частей и механизмов во время их работы; при появлении утечек газа, нарушающих нормальное условие работы оборудования или создающих опасность для обслуживающего персонала, следует немедленно снизить давление в неисправном оборудования до атмосферного, вызвать газоспасательную службу, предупредить соседние установки и ликвидировать утечки; запрещается определять утечки в аппаратах, трубопроводах при помощи огня или тлеющих предметов; при замораживании аппарата или трубопроводов необходимо принять следующие меры:

А) произвести наружный осмотр с обстукиванием для того, чтобы обнаружить участок замороженного трубопровода и убедиться в целости трубопровода;

Б) замороженный участок отключить, после чего принять меры. Отогревание производить только водяным паром со стороны, где есть возможность дренировать конденсат.

    в зимних условиях сосульки и корки льда должны своевременно удаляться; лестницы, проходы и площадки необходимо систематически очищать от снега и льда; применять при ремонте в газоопасных местах только инструмент исключающий искрообразование; отбор проб производить только в присутствии дублера и при наличии противогаза; систематическое наблюдение за состоянием труб в печах; при возникновении пожара на электрооборудовании напряжение должно быть снято, тушение пожара следует производить с помощью углекислотных огнетушителей; трубопроводы подачи газа по всем неработающим форсункам должны быть отглушены; вытеснение воздуха из аппаратов перед пуском установки в общезаводской факельный трубопровод запрещается; все аппараты и отдельные узлы установки, подвергавшиеся ремонту перед пуском должны быть опрессованы на герметичность; перед приемом пара на установку необходимо открыть все дренажи на паропроводах и для подогрева системы постепенно открывать задвижку на линии подачи пара на установку; во время работы установки необходимо постоянно контролировать давление в аппаратах, показание контрольно-измерительных приборов, находящихся в операторной необходимо периодически проверять по приборам установленным непосредственно на аппаратах; работать с неисправной системой охлаждения торцевых уплотнений и других частей горячих насосов запрещается; перед включением в работу резервных горячих насосов они должны быть предварительно прогреты путем постепенного впуска в них горячего нефтепродукта; необходимо обеспечить нормальный режим горения в топках печей, все форсунки должны быть равномерно нагружены, длина факелов одинаковых размеров; перед началом продувки змеевиков необходимо проследить, чтобы давление в змеевике печи было ниже давления пара, перед началом подачи пара в змеевик весь конденсат из паропровода должен быть спущен; при попадании в форсунки печей вместе с газом конденсата необходимо перекрыть вентили подачи газа к печам; перед зажиганием форсунок, работающих на газе необходимо проверить плотность закрытия всех вентилей на газе, спустить конденсат из топливной линии и продуть топку печи паром; вход за ограждение во время работы электродегидраторов для осмотра его электрооборудования запрещается; напряжение на установку должно подаваться дежурным электроперсоналом по заявке начальника установки; при розжиге форсунки печи применять для пропитки факела легковоспламеняющиеся продукты запрещается.

Технологическое оборудование, средства контроля, управления, сигнализации, связи и противоаварийной защиты (ПАЗ) должен подвергаться внешнему осмотру со следующей периодичностью:

– технологическое оборудование, трубопроводная арматура, электрооборудование, средства защиты, технологические трубопроводы – перед началом каждой смены и в течение смены не реже чем через каждые 2 часа операторами, машинистом, старшим по смене;

    средства контроля, управления, исполнительные механизмы, ПАЗ, средства сигнализации и связи – не реже одного раза в сутки работниками службы КИПиА; вентиляционные системы – перед началом каждой смены старшим по смене; средства пожаротушения, включая автоматические системы,- не реже одного раза в месяц специально назначенными лицами совместно с работниками пожарной охраны. Результаты осмотров должны заноситься в журнал приема и сдачи смен.

Отклонение от нормальной эксплуатации установки, сопровождающиеся нарушением герметичности аппаратуры и трубопроводов, большой загазованностью территории, отсутствие энергоресурсов и другие случаи, ведущие к загоранию, взрыву и выводу из строя основного оборудования, обязательно требуют аварийной остановки установки.

При любом аварийном случае старший по смене обязан немедленно поставить в известность администрацию цеха, диспетчера завода и взаимосвязанные установки. При загорании, загазованности и других аварийных случаях, когда создается опасность пожара, взрыва немедленно сообщить в пожарную часть, в газоспасательную службу и медпункт.

Обслуживающий персонал установки должен точно знать порядок проведения работ на каждом месте, все действия персонала должны проводиться только с разрешения и по указанию старшего по смене, а по прибытию администрации цеха, под ее руководством.

Необходимость и последовательность отключения аппаратов и трубопроводов, освобождения аппаратуры от продукта определяется старшим по смене (до прибытия руководства установки, цеха) в зависимости от возможности создания аварийного положения на других участках.

Установка может быть остановлена в зависимости от аварийной ситуации полностью или поблочно.

    прекратить шуровку печей закрытием клапанов – отсекателей на жидком и газообразном топливе; остановить насосы: сырьевые, печные, подающие острое и циркуляционные орошения. Последовательность отключения насосов определяет старший оператор в зависимости от характера аварии, насосы Н-3/1,2,3, Н-21/1,2,3, Н-27/1,2,3 останавливаются после откачки нефтепродукта из нижней части колонн К-1, К-2, К-10; снять напряжение с электродегидраторов и электроразделителей; прекратить подачу перегретого водяного пара в колонны К-2, К-6, К-7, К-9, К-10, пар из пароперегревателя направить в атмосферу; прекратить подачу воды в электродегидраторы, а также деэмульгатора и щелочи нефть, других реагентов в процесс; остановить работу вакуумсоздающей системы К-10 и обеспечить понижение вакуума в К-10; продуть водяным паром змеевики печи П-1/1 в К-1, печей П-1/2,3 в К-2, печи П-3 в К-10, печи П-2 в К-8 и К-3; откачать нефтепродукты из аппаратов в соответствующие резервуары.

Для обеспечения пожарной безопасности предусмотрена установка тепловых и дымовых извещателей.

Для тушения пожара на установке предусмотрена система пожаротушения. Охлаждение наружной установки осуществляется лафетными стволами.

Размещение лафетных стволов выполнено из условий орошения оборудования одной компактной струей. Лафетные стволы стационарно подключены к системе пожарного водопровода установки.

Кроме того, для пожаротушения оборудования, зданий и сооружений возможно использование передвижной пожарной техники с подключением к пожарным гидрантам, установленным на кольцевой сети противопожарного трубопровода.

Для тушения малых очагов возгорания предусмотрены первичные средства пожаротушения. Для размещения первичных средств пожаротушения, не механизированого инвентаря оборудованы пожарные щиты.

Методы и средства защиты работающих от производственных опасностей

Процессы, происходящие на установке являются взрывопожароопасными. Продуктами, определяющими взрывопожароопасность установки являются пары углеводородных газов и нефтепродуктов, которые в смеси с кислородом воздуха образуют смеси, взрывающиеся при наличии огня или искры.

В зонах возможного выделения взрывоопасных газов и паров на наружных установках и в помещениях предусмотрена установка датчиков сигнализаторов довзрывных концентраций в местах где возможно выделение вредных веществ – датчиков анализаторов предельно – допустимых концентраций. Отбор проб производится в специально оборудованных местах.

При эксплуатации установки должны быть включены все средства блокировки и сигнализации. Эксплуатация установки при неисправных или отключенных средствах блокировок и сигнализаций запрещается.

Во время эксплуатации установки должен быть установлен контроль за герметичностью системы. Хотя процесс протекает в герметизированной аппаратуре, имеется ряд мест (фланцевые и резьбовые соединения на трубопроводах, торцевые и сальниковые уплотнения на насосах и др.), где герметичность в процессе работы может нарушиться и создать реальную опасность. Обнаруженные пропуски газов и нефтепродуктов нужно немедленно устранить.

Во время работы электродегидраторов доступ персонала к токоведущим частям должен быть исключен. Напряжение токоведущих частей на входе трансформаторов, установленных на верхней площадке электродегидратора, составляет 380 В, на выходе 22000-44000 В. На оградительном барьере у входа на верхнюю площадку электродегидратора вывешивается плакат: “Высокое напряжения – опасно для жизни”. Вход в помещение электрощитовой разрешается только дежурному электрослужбы. При включении электродегидраторов необходимо убедиться в отсутствии людей на электродегидраторах и наличии запрещающих плакатов на включаемом электродегидраторе. К эксплуатациии электродегидраторов допускается персонал, аттестованный по электробезопасности с присвоением соответствующей группы.

Пирофорными веществами являются сернистые соединения железа, образующиеся при коррозии аппаратуры, во время перекачивания сернистых нефтей и нефтепродуктов через аппараты и трубопроводы.

При эксплуатации установки, т. е. когда аппаратура закрыта и нет доступа воздуха к нефти и нефтепродуктам, пирофорные соединения не самовозгораются. Они представляют опасность в основном во время ремонта и очистки, когда в аппарат, освобожденный от нефтепродуктов, попадает воздух.

С целью исключения возможности самовозгорания пирофорных соединений аппараты и трубопроводы перед ремонтом после освобождения от продуктов пропариваются водяным паром не менее 24 часов.

После освобождения от конденсата вскрывается нижний штуцер и берется проба воздуха для анализа на содержание в нем опасных концентраций паров продукта (должно быть не более 20% от НКПВ).

Во время чистки аппаратов отложения, находящиеся на стенках аппаратов, смачиваются. При чистке аппаратов применяются инструменты, не дающие искр. На выполнение этих работ оформляется наряд-допуск на проведение газоопасных работ.

Пирофорные отложения, извлеченные из оборудования, поддерживаются во влажном состоянии до их уничтожения.

Способы обезвреживания и нейтрализации продуктов производства при разливах и авариях

В аварийных случаях возможны розливы нефтепродуктов по территории установки. Нефтепродукт необходимо немедленно убрать с помощью песка, ветоши вывезти с установки в специальное место. После уборки площадку отмыть от следов нефтепродукта обильной струей воды.

В случае обнаружения течи, пропуска или загорания в трубопроводах и аппаратах, находящихся под давлением взрывопожароопасных продуктов и при других аварийных ситуациях, немедленно сообщить старшему оператору и далее выполнять его указания, согласно ПЛАС.

Индивидуальные и коллективные средства защиты работающих на установке

К средствам коллективной защиты работающих от вредных производственных факторов на установке относятся:

-средства защиты от воздействия механических факторов (подвижных частей производственного оборудования и инструментов; падающих с высоты предметов; острых кромок и шероховатостей поверхностей заготовок, инструментов и оборудования; острых углов);

Для защиты от вредного воздействия веществ на организм человека необходимо использовать индивидуальные средства защиты.

Для защиты кожного покрова необходимо применять спец. одежду, хорошо защищающую от действия нефтепродуктов, грязи, пыли и реагентов.

Для защиты рук необходимо применять рукавицы от механических повреждений, загрязнений при работе со щелочью необходимо использовать рукавицы со специальной пропиткой.

Для защиты ног от механических повреждений, токсичных и агрессивных веществ, высокой или низкой температуры предназначена спец. обувь – кожаные ботинки с маслобензостойкой резиновой подошвой.

Для защиты органов дыхания от вредных паров и газов служат фильтрующие противогазы с фильтрами ДОТ 600 марок АВЕР, с коробками марки БКФ, а для работы в заглубленных местах и колоннах – шланговые противогазы марки ПШ-1 или ПШ-2.

Для защиты глаз должны применяться защитные очки марки Г, для защиты головы – каски.

Сырье хранится в резервуарах товарного парка. Складирование и хранение готовой продукции на установке не предусмотрено. Транспортирование сырья и готовой продукции производится по трубопроводам.

При эксплуатации сырьевых и продуктовых трубопроводов необходимо соблюдать следующие правила:

-при обнаружении участков изоляции, пропитанных нефтепродуктом, принимать меры к предотвращению ее самовоспламенения (заменить пропитанную нефтепродуктом изоляцию, подвести водяной пар);

-при замерзании продукта в трубопроводе разогрев ледяной пробки производить паром или горячей водой начиная с конца замороженного участка;

-отогревание дренажных трубопроводов производить при закрытой задвижке;

-открывать задвижки и вентили плавно, без рывков, не допуская гидравлических ударов в трубопроводе;

-не производить каких-либо ремонтных работ на трубопроводах, заполненных нефтепродуктом.

Процесс представлен установками ЭЛОУ-АВТ-5 и ЭЛОУ-АВТ-6, предназначенными для электрообессоливания, обезвоживания и разделения нефти на фракции.

Базовый проект – НИИ «Самаранефтехимпроект» на основе базового типового проекта «МАГ» (ГДР)

Процесс представлен установками ТК-3 и ТК-4, предназначенными для углубленной переработки нефти, позволяющей довести тяжелые нефтяные остатки до качества товарных топочных мазутов с получением дополнительного количества бензина, дизельного топлива, газов.

Процесс представлен установками 43/102-1 блок и 43/102-2 блок, предназначенными для получения компонентов высокооктанового бензина и товарного дизельного топлива из тяжелых вакуумных дистиллятов, образующихся в процессе первичной переработки нефти.

Процесс представлен установками Л-35/6, ЛГ-35/11-300, ЛЧ-35/600, предназначенными для получения компонентов высокооктановых бензинов.

1976 г.- монтаж узла приготовления и подачи хлорорганики в реаткторы.

1997-1998 гг. – внедрение автоматизированной информационной системы управления технологическим процессом.

2005 г – монтаж реакторов Р – 2,3,4 на блоке РБ. Загрузка катализатора RG-682 1,2 компании AXENS ( Франция)

1992 г.- перевод на комбинированный процесс каталитического риформинга и селективного гидрокрекинга.

2010 г – заключение в схему установки блока выделения бензолосодержащей фракции.

Основной продукт, получаемый на утановках риформинга – стабильный катализат с октановым числом не менее 95 пунктов по исследовательскому методу, используемый как основной компонент для приготовления товарных высокооктановых неэтилированных бензинов марок «Регуляр-92», « Премиум-95» «супер-98» в разных соотношениях.

Процесс представлен установкой низкотемпературной изомеризации, предназначенной для производства высокооктанового изомеризата с октановым числом не менее 95 пунктов из прямогонной бензиновой фракции НК-70 путем каталитического превращения в среде водорода низкооктановых соединений с прямой цепью в их разветвленные изомеры, обладающие более высоким октановым числом.

Процесс представлен установками Л-24/6 и Л-24/7, предназначенными для снижения содержания серы и полиароматических углеводородов, т. е для улучшения экологических показателей и эксплуатационных свойств дизельного топлива.

Гидроочистка позволяет уменьшить коррозионнуб агрессивность топлив, склонность к образованию осадков, количество токсичных газовых выбросов в окружающую среду.

Процесс представлен установкой Л-24/8, предназначенной для производства дизельного топлива и гидроочищенного вакуумного дистиллята.

Процесс представлен установкой ГФУ( газофракционирующая установка), КАС(компрессия, абсорбция, стабилизация газов каталитического крекинга), ГФХ ( газофакельное хозяйство), 30/4 (сероочистка газов)

КАС – установка компрессии, абсорбции и стабилизации предназначена для переработки жирного углеводородного газа и нестабильного бензина с целью получения сухого газа, стабильного бензина, рефлюкса.

Процесс представлен установками УМК-1 и УМК-2, предназначенными для утилизации сероводорода и производства товарной серной кислоты.

На СНПЗ битумы получают в процессе окисления гудрона, получаемого на вакуумных блоках установок по первичной переработке нефти.

Процесс представлен установкой по производству водорода со станцией дожима, Ее пуск позволил значительно нарастить выпуск дизельного топлива, соответствующего требованиям технического регламента, также высококонцентрированный водород необходим для обеспечения работы процесса изомеризации.

Мощность – 5 тыс тн/г. По производству водорода с концентрацией 99,99%.

Установка атмосферно-вакуумной перегонки нефти с предварительным обессоливанием нефти предназначена для переработки 6,0 млн. т/год нефти с целью получения узких фракций углеводородов – сырья для вторичных процессов.

Получаемые на установке нефтепродукты будут использованы следующим образом:

А) углеводородный газ (сухой газ из Е-2) направляется на установку 30/4 в топливную сеть завода;

Б) рефлюкс направляется на установку ГФУ для производства сжиженных газов и бензина;

В) фр. НК-35 0 С (изопентановая фракция) выводится в сырье установки ГФУ, на период ремонта ГФУ – в парк 2-го газового блока как товарная продукция ШФЛУ;

Д) фр. 70-140 о С выводится с установки в промежуточный парк установок ЛГ-35/11-300, ЛЧ-35/11-600, Л-35/6 совместно с фракцией 140-180 0 С;

Е) фр. 140-180 0 С выводится в промежуточный парк установок ЛГ-35/11-300,

ЛЧ-35/11-600, Л-35/6 после узла фильтрации бензиновых фракций совместно с фрак-цией 70-140 0 С;

Ж) фр. 180-240 0 С, получаемая на установке в колонне К-7, выводится с частью фр. 140-180 0 С как компонент РТ ( фр. 140-240 0 С) в парк Л-24/6, Л-24/7;

З) фр. 240-360 о С выводится из К-9 двумя потоками при выработке летнего дизельного топлива и поступает в промежуточный парк установок гидроочистки;

И) фр. 240-290 о С выводится из К-9 при выработке зимнего дизельного топлива и поступает в промежуточный парк установок гидроочистки совместно с частью фракции 180-240 0 С в качестве зимнего дизельного топлива;

К) фр. 290-360 о С выводится с 42-ой тарелки колонны К-2 при выработке зимнего дизельного топлива и поступает в промежуточный парк установок гидроочистки совместно с частью фракции 240-290 0 С в качестве летнего дизельного топлива;

Л) вакуумное дизельное топливо из К-10 – фр 240-360ºС (ВДТ) выводится в парк цеха №4, как компонент топлива судового маловязкого (СМТ);

Фр. 360-460 о С (ЛВГ) выводится из секции легкого газойля вакуумной колонны К-10 и используется как сырье установки ЛГК-24/8с (легкий гидрокрекинг) и 43/102 (каталитический крекинг).

Фр. 460-560 0 С (ТВГ) выводится из секции тяжелого газойля вакуумной колонны К-10 и используется как компонент сырья установок термического, каталитического крекингов, установки ЛГК-24/8с и как компонент товарного мазута;

Н) фр. затемнённого продукта (слоп) выводится с установки из секции затемнённого продукта вакуумной колонны К-10 и используется в качестве жидкого топлива на установке или сырья для установок ТК-3,4, Битумной установки;

О) фр. > 560 о С (гудрон) поступает в промежуточный парк битумной установки и как сырье установок висбрекинга.

Наименование сырья, материалов, реагентов, катализаторов, полуфабрикатов, изготовляемой продукции

Номер государственного или отраслевого стандарта, технических условий, стандарта предприятия

Http://privetstudent. com/otchety-po-praktike/3799-otchet-po-proizvodstvennoy-praktike-na-ao-syzranskiy-npz. html

Члены комиссии Руководитель ______________________________ ______________________________

(должность, ученая степень) (должность, ученая степень) ______________________________ _______________________________

1.1 История предприятия (год, начало проектирования) начало строительства, окончание строительства, пуск завода и развитие до настоящего времени

4. Краткая характеристика основного производства ЗАО «Павлодарский НХЗ»

5.1 Сокращение потерь при транспортировке и хранении нефти, стабилизация нефти

6.1 Перегонка нефти с однократным, многократным и постепенным испарением

Строительства, окончание строительства, пуск завода и развитие до настоящего времени

Площадка под строительство Павлодарского нефтеперерабатывающего завода была выбрана в 1949году Всесоюзным научно-исследовательским институтом ‹‹Гипро-нефтезаводы››.

Проектирование Павлодарского нефтеперерабатывающего завода было выполнено институтом Гипрогрознефть››г. Грозного в 1951 году по заданию Министерства нефтяной промышленности на основании постановления Совета Министров СССР от 9 октября 1950года №4223-1894сс. Мощность завода по переработке нефти по проекту составляла 3млн. тонн в год, технологический профиль завода – топливный.

Генпроектировщик завода – институт ‹‹Гипрогрознефть›› Грозного в то время был одним из ведущих проектных институтов страны по проектированию нефтеперерабатывающих и химических предприятий. Строительство завода было поручено тресту Павлодарпромстрой›› Павлодара.

В феврале 1952 года проектное задание на строительство завода было закончено и рассмотрено экспертизой Миннефтепрома, но по решению Совета Министров СССР проектирование было приостановлено до особого распоряжения. Через два года оно было возобновлено и принята типовая мощность нефтеперерабатывающего завода-6млн. тонн нефти в год.

В 1958 году Генпроектировщик произвел изыскательские работы на площадке будущего НПЗ и приступил к разработке рабочих чертежей на строительство завода.

По решению майского пленума ЦК КПСС 1958 году в районе расположения Павлодарского НПЗ было намечено строительство химкомбината, поэтому в 1959-1964 годы институт Гипрогрознефть›› проработал и уточнял исходные данные по кооперированным объектам: внешнему транспорту, водоснабжению, канализации, энергоснабжению и другим объектам.

В 1964 году вернулись к схеме генерального плана северного промышленного узла Павлодара. Ее разработал институт ‹‹Казпромстройниипроект›› совместно с генпроектировщиками объектов, входящих в состав промузла. Схема генерального плана была утверждена в Госстрое СССР 3 декабря 1964 года.

В северный пром-узел вошло пять объектов: химкомбинат, ТЭЦ-3, нефтеперерабатывающий и картонно-рубероидный заводы, автобаза. Начать строительство пром-узла планировалось в 1965году с химкомбината, ТЭЦ-3 и всех кооперированных объектов, а построить все объекты предполагалось к 1985 году.

В1965-1966 годы институт ‹‹Гипрогрознефть›› вел работу по корректировке проектного задания ПНПЗ и не раз ставил вопрос о сырье, пока не приняли его предложения о тюменской нефти и о строительства завода в две очереди.

Проектное задание на строительство Павлодарского нефтеперерабатывающего завода мощностью переработки 12млн. тонн нефти в год было утверждено распоряжением Совета Министров СССР от 31 марта 1970г. № 605-р.

1978 год. 9 июня произведен пуск секции 100 установки ЛК-6У №1: приняли нефть, начался технологический процесс. 14 июня над заводом зажжен факел, получен первый бензин.

30 июня принята в эксплуатацию секция 100 (ЭЛОУ-АТ) установки ЛК-6У №1 по первичной переработке нефти мощностью 6 млн. тонн в год.

21 октября проведен митинг по поводу окончания строительства и пуска первой очереди завода.

1979 год. 29 июня принята в эксплуатацию установка производства серы.

19 октября принят в эксплуатацию комплекс биологической очистки промстоков.

20 декабря принята в эксплуатацию установка производства битумов.

В 1981- 1983 годы тремя комплексами в эксплуатацию введена промывочно-пропарочная станция.

27 декабря принята в эксплуатацию первая в Союзе комбинированная установка КТ-1 по глубокой переработке мазута.

1986 год. 31 декабря принята в эксплуатацию установка замедленного коксования и участок массовой выдачи нефтепродуктов в автотранспорт.

1989 год. Сделан первый шаг к освоению рынка: заключены прямые договоры на реализацию сверхплановой продукции.

28 декабря принята в эксплуатацию установка прокалки нефтяного кокса.

1993 год. Произведены значительные реконструкции на установках ЛК-6У и КТ-1.

В июне принята в эксплуатацию первая в СНГ установка по утилизации нефтешлама.

18 августа впервые из-за отсутствия сырья завод полностью остановлен.

1994 год. 15 августа завод акционирован и преобразован в Государственное акционерное общество ‹‹Павлодарский нефтеперерабатывающий завод›› (ГАО ‹‹ПНПЗ››).

1995 год. Нехватка денежных средств. Отсутствия сырья. Мощности завода использованы минимально. Впервые получены дизельное топливо с температурой замерзания минус 30°С, пылесвязывающее средство ‹‹Универсин-С›› и бензин АИ-80.

1996 год. Завод работает нестабильно. Разработана концепция выхода из финансового кризиса.

22 апреля президент АО‹‹ПНПЗ›› отстранен от руководства. Избрано новое правление.

Завод выпустил самое большое количество наименований товарной продукции – двадцать восемь. Впервые получены бензины АИ-80 экспортный, А-76 и АИ-91 экологически чистые.

15 ноября объявлен тендер на передачу в имущественный наем (концессию) АО‹‹ПНПЗ››.

7 марта 1997г.-11июля 2000г. Производственный комплекс АО‹‹ПНПЗ›› находился в управлении американской компании ‹‹ССL ОIL LTD››.

В 1998-1999 годы освоен выпуск высокооктанового бензина АИ-92, дизельное топливо с пониженной температурой застывания, дизельного топлива зимнего с депрессорной присадкой.

2000 год. 11июля производственный комплекс ПНПЗ вновь возвращен ОАО‹‹ПНПЗ››, которое не прекращало своей деятельности.

В конце года большая часть средств АО‹‹ПНПЗ›› за долги передана в Открытое акционерное общество ‹‹Мангистаумунайгаз›› (ОАО ‹‹ММГ››).

Данные основные средства переданы Закрытому акционерному обществу ‹‹Павлодарский нефтехимический завод›› (ЗАО‹‹ПНХЗ››), образованному 11 октября.

2001 год. Закуплены новые транспортные средства, включая пожарную технику.

В капитальный ремонт проведены крупные работы: на всех каталитических процессах ЛК-6У и КТ-1 полностью заменены катализаторы, замена оснастка колонн К-200.

ЛК-6У К601/1 КТ-1, на трех градирнях установлены полимерные оросители, водоулавители и форсунки.

Освоен выпуск высокооктановых бензинов АИ-93, АИ-95, АИ-96, АИ-98 и зимнего дизельного топлива.

Образовано новое общественное объединение «Профсоюзная организация «Нефтепереработчик››.

2002 год. В капитальный ремонт проведены работы по замене оборудования на риформинге установки ЛК-6У и парках цеха №2; выполнен ремонт и реконструкция

Печей и котлов-утилизаторов ЛК, КТ-1, УПНК; проведена реконструкция С-300

Приобретено новое оборудование для ОТК-ЦЗЛ, СТН, снаряжение для ВГСО.

Свое название нефть получила от мидийского слова нафата, что означает просачивающаяся, вытекающая. Нефть – это жидкий горючий минерал, представляющий собой сложную смесь жидких углеводородов и сернистых, кислородных и азотистых органических соединений. В нефти также растворены твердые углеводороды и смолистые вещества, кроме того, в нефти часто растворены и газообразные предельные углеводороды. По внешнему виду нефть – маслянистая, чаще всего темная, жидкость, флуоресцирующая на свету. Цвет ее зависит от содержания и строения смолистых веществ. Встречаются иногда красные, бурые и даже почти бесцветные нефти. Нефтеобразование – сложный, многостадийный и длительный химический процесс, детали механизма которого до конца не выяснены. Как правило, большая часть нефтяных ловушек находятся на значительной глубине(900-2300 м). В настоящее время разведаны сотни нефтяных и газовых месторождений, успешно развивается морская добыча нефти ( в частности, район Каспия). Нефть и газ играют решающую роль в экономике любой страны. Значение нефти и газа для энергетики, транспорта, обороны страны, для разнообразных отраслей промышленности, для бытовых нужд населения исключительно велико. Природный газ – дешевое высококалорийное бытовое топливо. Из нефти вырабатываются все виды жидкого топлива: Бензины, керосины, реактивные и дизельные сорта горючего. Из высококипящих фракций нефти вырабатывается огромный ассортимент смазочных и специальных масел и смазок, парафин, технический углерод, кокс, многочисленные марки битумов и многие другие товарные продукты. Нефть и газ являются универсальным химическим сырьем для производства химических продуктов и потребительских товаров. Нефтехимический синтез дает безграничное разнообразие промежуточных и конечных продуктов.

В настоящее время АО ‹‹Мангистаумунайгаз›› поставляет сырую нефть по магистральному нефтепроводу Омск-Павлодар на Павлодарский НПЗ по схеме взаимообмена с российской стороной на давальческой основе.

Обеспечение ежемесячной загрузки Павлодарского НПЗ в следующем объеме: ННК ‹‹Казахойл›› – 100 тысяч тонн, АО ‹‹ Мангистаумунайгаз ›› – 150 тысяч тонн и АО Актюбенмунайгаз›› – 50 тысяч тонн или 3,6 млн. тонн в год.

Все энергоресурсы – электроэнергию, пар, сан – и промтеплофикационную воду завод получает от Павлодарской ТЭЦ-3. Сбережение энергоресурсов – одна из основных задач энергослужбы. Помогает решать эту проблему эксплуатация на заводе котлов-утилизаторов установок, которые позволяют использовать тепловую энергию своих же технологических процессов на собственные нужды, а не брать у ТЭЦ-3 дополнительно. В этом числе и подача собственного пара от котлов-утилизатора установки прокалки кокса на очистные сооружения и центральную конденсатную станцию значительно экономит средства завода.

Топливо дизельное летнее с содержанием серы до 0,2% и температурой вспышки 62 (Л-0,2-62)

Топливо дизельное летнее с содержанием серы до 0,5% и температурой вспышки 62 (Л-0,5-62)

Топливо дизельное летнее с содержанием серы до 0,5% и температурой вспышки 40 (Л-0,5-40)

Топливо дизельное с пониженной температурой застывания ПЗ-0,2 минус 30, марки А

Топливо дизельное с пониженной температурой застывания ПЗ-0,5 минус 30, марки А

Топливо дизельное с пониженной температурой застывания ПЗ-0,5 минус 25, марки Б

Топливо дизельное с пониженной температурой застывания ПЗ-0,2 минус 25, марки Б

Газы углеводородные сжиженные для коммунально-бытового потребления марки СПБТ

Газы углеводородные сжиженные для коммунально-бытового потребления марки БТ

Битумы нефтяные дорожные вязкие марок БНД 40/60, БНД 60/90, БНД 90/130, БНД 130/200, БНД 200/300

Кокс электродный замедленного коксования с размером кусков 0-25 мм

Комбинированная установка ЛК-6У представляет собой сложный промышленный комплекс, включающий в себя, пять технологических процессов конструктивно и технологически скомпонованных в четырех секциях, а именно

Секция100 ЭЛОУ-АТ обессоливания и обезвоживания нефти и первичной переработки мощностью 6 млн. тонн нефти в год.

Секция 200 каталитический риформинг мощностью 1млн. тонн в год по сырью.

Секция 300 -1 гидроочистка дизельного топлива мощностью 2 млн. тонн в год по сырью.

Секция 300 -2 гидроочистка керосина мощностью 600 тыс. тонн в год по сырью.

Секция 400 газофракционирования мощностью 450 тыс. тонн в год по сырью.

Товарно-сырьевая база завода (ТСБ) Компаундирования нефтепродуктов, их слива-налива. Сюда поступает сырая нефть, которая потом, пройдя длинную технологическую цепочку на установках, превращается в нефтепродукты, вновь поступающие в товарные парки ТСБ. Из этого же цеха идет отгрузка готовой продукции потребителям: бензина, керосина, дизельного топлива, мазута, сжиженных газов.

В состав ТСБ входят пять самостоятельных участков: товарно-сырьевые парки (ТСБ), парк сжиженных газов (ПСГ), узел смешения бензинов (УСБ), реагентное хозяйство и эстакады налива нефтепродуктов.

Товарно-сырьевые парки предназначены для приема и хранения сырой нефти и товарной продукции. ТСП – это отдельные парки и насосные для перекачки нефти, компонентов и товарных продуктов. На территории парков размещены 34 резервуара. Суммарная емкость резервуаров ТСП составляет более 700 тыс. м³.

Парк сжиженных газов используется для приема, хранения и налива сжиженных газов. В состав ПСГ – входят 28 резервуаров общей емкостью 8 тыс. м³ и наливная эстакада с единовременным фронтом налива до 30 вагон-цистерн различных сжиженных газов.

Узел смещания бензинов промежуточным звеном между технологическими установками ЛК-6У, КТ-1 и товарно-сырьевым парком является узел смещания бензинов. На нем происходит прием, компаундирование компонентов автомобильных бензинов, вырабатываемых на установках, с целью приготовления товарной продукции – автомобильных бензинов марок А-76, АИ-80, АИ-91, АИ-93.

Реагентное хозяйство технологические установки завода зависят от работы реагентного хозяйства, которое обеспечивает их реагентами и техническими маслами.

В реагентном хозяйстве находятся на хранении концентрированные реагенты и здесь же ведется приготовление их растворов.

Комплекс КТ-1 комбинированная установка КТ-1 предназначена для глубокой переработки мазута по топливному варианту с целью получения следующих основных нефтепродуктов: высокооктанового компонента автобензина АИ-93, пропан-пропиленовой и бутан-бутиленовой фракции (сырья для алкилирования), компонентов дизельного и котельного топлива, печного топлива, сырья для производства технического углерода.

Секция 001 – вакуумная перегонка мазута производительностью по сырью 4000 тыс. тонн в год и висбрекинг гудрона производительностью по сырью 1500 тыс. тонн в год.

Секция 100 – гидроочистка вакуумного газойля производительностью по сырью 2400 тыс. тонн в год.

Секция 200 – каталитический крекинг и ректификация производительностью по сырью 2000 тыс. тонн в год.

Секция 300 – абсорбция и газофракционирование производительностью по сырью 1250 тыс. тонн в год.

Секция 500 – очистка дымовых газов от катализаторной пыли перед выбросом в атмосферу.

Установка производства серы (УПС) состоит из двух блоков: блок регенерации моноэтаноламина (МЭА) и блок получения серы. В состав комплекса вошли технологическая установка, склад серы с сетями электроснабжения, подъездными железнодорожными и автодорожными путями.

Установка производства битумов (УПБ) состоит из двух блоков: блока вакуумной перегонки мазута и блока окислительных колонн. Технология получения битумов заключалась в непрерывности процесса окисления гудрона в колоннах против периодического окисления его в кубовых установках, что позволяло одновременно получать дорожный, строительный, кровельный битумы различных марок.

Установка замедленного коксования (УЗК) состоит из следующих технологических блоков: коксования (блок печей и блок коксовых камер) и ректификации (блок ректификации, блок очистки газов коксования, узел компримирования газов коксования, узел улавливания вредных выбросов, узел очистки сульфидсодержащих стоков, блок утилизации тепла, блок стабилизации бензина).

Сырьем коксования в необогреваемых камерах типа 21 – 10/9 служит гудрон (фр. 500°С), поступающий с комплекса КТ-1. Целевой продукт установки – нефтяной кокс. Побочными продуктами является газ коксования, головка стабилизации, стабильный бензин, легкий газойль, сероводород в растворе МЭА.

Установка прокаливания нефтяного кокса (УПНК) предназначена для удаления летучих компонентов, влаги и прокалки суммарного нефтяного кокса, вырабатываемого на установке замедленного коксования с получением товарного прокаленного кокса. Установка состоит из блоков транспорта сырого и прокаленного кокса, прокалки, утилизации тепла, электрофильтра, склада прокаленного кокса, блоков охлаждения и термического обезвоживания.

Охрана труда – это система законодательных актов и соответствующих им социально – экономических, технических, гигиенических и организационных мероприятий, обеспечивающих безопасность, сохранение здоровья и работоспособности человека в процессе труда.

Многочисленные и разнообразные технологические процессы нефтехимической промышленности основаны на использовании высоких температур, высоких давлений, взрыво-, пожароопасных и токсичных веществ в различных агрегатных состояний. Для обеспечения благоприятных и безопасных условий труда работающих необходимо применение принципиально различных технических приёмом и способов защиты, создание новой техники и технологии, обеспечивающие оптимальные условия труда.

Все работники предприятий химической и нефтехимической промышленности независимо от характера и степени опасности производства, квалификации и стажа работы по данной профессии или должности при поступлении на работу и в дальнейшем периодически проходят различный инструктаж и обучение безопасным приёмам, и методам работы, без прохождения которых никто не может быть допущен к работе.

– вводный инструктаж – проводят работники службы безопасности, пожарной охраны и газоспасательной службы;

– первичный инструктаж – проводят на рабочем месте в том цехе, в который направлен новый работник;

– производственное обучение – проводят индивидуально с каждым работником под руководством опытного рабочего или инженерно – технического работника;

– внеплановый инструктаж – проводят при внесении изменений в технологический процесс;

– специальный инструктаж – проводят при направлении работника выполнение разовой или временной работы.

2.3.1 Воздействие электрического тока на человека. При электротравме могут быть вызваны ожоги, электрические знаки, металлизация кожи, механические повреждения, резкое расстройство нервной системы, поражение дыхательного центра.

2.3.2 Меры безопасности при отборе проб. Организация отбора проб зависит от агрегатного состояния веществ, их давления и температуры. Пробы жидкостей из аппаратов и трубопроводов в доступных местах отбирают через отборные краники, капельные отборники и другие устройства, которые исключают разлив продуктов и выделение горючих и ядовитых газов. Пробы отбирают в специальные металлические сосуды, в стеклянные бутыли, пробоотборники. Пробы газов отбирают в специальные металлические пробоотборники.

2.3.3 Предельно допустимые концентрации. Отравление токсичными веществами, находящихся в газообразном или парообразном состоянии, или в виде пыли, возможно только при их концентрации в воздухе рабочей зоны, превышающие определённый предел.

По степени воздействия на организм вредные вещества подразделяются на четыре класса вредности:

Сероводород в смеси с углеводородами относится к третьему классу опасности; аммиак, оксид углерода, бензин, керосин (в пересчёте на С,

Не смотря на то, что предельно допустимая концентрация керосина (бензина) в 60000 раз больше, чем для тетраэтилсвинца, то керосин малоопасен и можно беспечно относиться к работе с этим продуктом. При больших концентрациях керосиновой, бензиновой фракций в воздухе в течение нескольких минут наступает смерть.

2.3.4 Меры безопасности на установке гидроочистки дизельного топлива. Процессы, входящие в состав установки гидроочистки дизельного топлива характеризуются:

– применением токсичных, пожароопасных, взрывоопасных нефтепродуктов, водородсодержащего газа;

Все нефтеперерабатываемые, получаемые, применяемые, на установке нефтепродукты и реагенты по своим физико–химическим свойствам являются пожароопасными, взрывоопасными и вредными веществами.

Особенностью секции гидроочистки керосина с точки зрения газовой опасности является комбинирование нескольких отдельных технологических процессов.

Протекание всех технологических процессов секции, а также подготовка некоторых аппаратов или отдельных блоков к ремонту сопряжены с выделением пожаро-, взрывоопасных и вредных веществ:

По пожаровзрывоопасности установка гидроочистки дизельной фракции относится к категории А. В соответствии с нормами проектирования

СНИП – 2 – 92 – установки гидроочистки относится к группе производственного процесса IIIб.

Для обеспечения безопасности обсуживающего персонала предусмотрены индивидуальные средства защиты:

1) защита органов дыхания – применяют фильтрующие противогазы, шланговые противогазы ПШ – 1, ПШ – 2 и воздушные аппараты АСВ – 2, «Сеноба».

К фильтрующим промышленным противогазам подбирается коробка, которая может быть: белая – защищает от оксида углерода (СО), жёлтая (В) – от кислых газов, сероводорода, оксида азота, сернистого ангидрида, коричневая (А) – от паров бензина, керосина и других нефтепродуктов.

Шланговые противогазы изолируют органы дыхания только от воздуха находящегося в зоне рабочего места, автономные противогазы – полностью от окружающего воздуха.

1) защита органов зрения. Для защиты глаз от воздействия вредных и опасных производственных факторов применяют защитные очки.

2) Защита кожных покровов. Для защиты кожных покровов применяют спецодежду, спецобувь и предохранительные приспособления. Нахождение обслуживающего персонала на рабочем месте без спецодежды и спец обуви категорически запрещается.

2.3.5 Компенсация профессиональных вредностей. В химических и нефтехимических промышленностях предусматривается система льгот и компенсаций профессиональных вредностей. Один из видов такой компенсации – сокращённый рабочий день, так как чем меньше работающий находится в неблагоприятных условиях, тем меньше он подвергается вредному воздействию.

Для работников установлен сокращённый рабочий день продолжительностью шесть часов (что соответствует 36 – часовой рабочей неделе).

Другим видом компенсации профессиональных вредностей является дополнительный отпуск, предоставляемый сверх 12 – дневного отпуска на 6, 12, 18, 24, 30 и 36 рабочих дней.

Для компенсации профессиональных вредностей работникам выдают молоко или другие пищевые продукты, а также лечебно – профилактическое питание для предупреждения профессиональных заболеваний и укрепления их здоровья.

Большую роль в предотвращении вредных воздействий на организм играет правильное применение средств индивидуальной защиты, защищающих от загрязнений, высоких и низких температур и т. д.

В условиях интенсивной индустриализации и химизации народного хозяйства проблема охраны окружающей среды приобрела острый глобальный характер.

Научно-технический прогресс не всегда сочетается с рациональным использованием природных ресурсов и охраной окружающей среды, ещё в значительных масштабах биосфера загрязняется вредными, токсичными веществами.

В этих условиях охрана здоровья населения, обеспечение оптимальных санитарных условий его жизни приобретают исключительно важное значение. Основная роль в осуществлении плановой системы мер по охране окружающей среды отводится совершенствованию технологии производства, максимальному сокращению и утилизации отходов.

При гидроочистке дизельного топлива оборудуется цельный ряд отходов, которые загрязняют окружающую среду.

Например: сброс водяного конденсата после отпарки из К-304, который содержит сероводород и нефтепродукты.

В атмосферу сбрасываются такие газовые смеси, которые содержат ядовитые вещества. Например: газы регенерации через дымовую трубу сбрасываются в атмосферу, а содержат они в себе сернистый газ и другие ядовитые газы.

Факельные системы также являются значительными источниками загрязнения атмосферного воздуха. На факельные установки направляют сдувки из предохранительных клапанов и других предохранительных устройств, токсичные газы и пары. Кроме того на факел направляют газы и пары в аварийных случаях, в период пуска оборудования или его остановки на ремонт и наладки технологического режима.

Особенность предприятия – большие единичные мощности комбинированных технологических установок с набором современных процессов. ПНХЗ расположен в северном пром. узле г. Павлодара, на правом берегу р. Иртыш. Рядом с заводом располагаются предприятия химической промышленности и энергетики, промбаза ремонтно-строительного участка, промышленно-пропарочная станция, нефтепричал, мазуто-раздаточная станция. Граница санитарно-защитной зоны (С33) 100 метров от отведенного земельного участка. На юго-западе рядом с С33 расположен поселок Жанаул. Жилые массивы – на расстоянии 7,5 км от предприятия.

Характеристика состояния окружающей среды определяется значениями фоновых концентраций загрязняющих веществ, которые выбрасываются предприятием в атмосферу. С установки С-300-1 выбрасываются H2S, Н2О и NH3.

Предприятия химической и нефтехимической промышленности выбрасывают в атмосферу значительные количества газов и пыли. На установке гидроочистки дизельной фракции к основным вредным веществам, загрязняющим атмосферу, относятся: оксид углерода, сероводород, углероды и их производные, сероуглерод, соединения азота, дымовые газы от сжигания топлива в трубчатых печах, газы регенерации.

Различают организованные и неорганизованные источники загрязнения. Организованные выбросы, которые можно контролировать, поступают от предохранительных клапанов, из систем общей и местной вытяжной вентиляции и др. Неорганизованные выбросы возникают из-за неплотностей в аппаратуре, трубопроводах, отборе проб вручную.

Борьба с неорганизованными выбросами затруднена в связи с тем, что их источники рассредоточены на большой территории, поэтому применение каких – либо очистных сооружений исключается.

Для защиты атмосферы от промышленных выбросов применяю различные способы. В соответствии с санитарными нормами промышленные предприятия, в частности Павлодарский Нефтеперерабатывающий завод, располагают по отношению к населённому пункту с подветренной стороны и отделяют санитарно – защитной зоной.

Степень загрязнения атмосферного воздуха зависит также от высоты выброса. Поэтому все организованные выбросы следует направлять выше зоны аэродинамической тени. При это приземные концентрации вредных веществ уменьшаются примерно в 6 раз. С увеличением высоты выброса степень рассеивания загрязняющих веществ возрастает и часто может быть доведена до предельно допустимой.

Выбросные трубы располагают на возвышенных местах, хорошо обдуваемых ветром. Высоту дымовых и выбросных труб рассчитывают с учётом скорости и направления господствующих ветров, рельефа местности, температуры выброса и воздуха.

Отработанные газы сбрасывают на свечу. Факельные системы являются значительными источниками загрязнения атмосферного воздуха. На факельные установки направляют «сдувки» и с предохранительных клапанов и с других предохранительных устройств, токсичные газы и пары. Кроме того, на факел направляют газы и пары в аварийных случаях, в период пуска оборудования, при остановке оборудования на ремонт и наладке технологического режима (периодический сброс)

В основы гигиенического критерия вредности сброса сточных вод положена степень ограничения водопользования, вызванная загрязнением, создающим опасность для здоровья населения или ухудшающим санитарные условия жизни. В качестве ПДК вредного вещества в воде водных объектов принимается максимальная концентрация, которая не оказывает прямого или опосредованного влияния на состояние здоровья настоящего и последующих поколений. Поэтому очень важное значение имеет место очистки сточных вод с предприятий нефтеперерабатывающей промышленности.

Таблица 2 – Характеристика источников выделения и выбросов вредных веществ в атмосферу

В состав завода входят: установки ЛК-6У, КТ-1, установки производства битумов, серы, замедленного коксования, прокалки кокса, установка производства водорода.

Процесс проводится с помощью физико-химических методов: обессоливания, обезвоживания, ректификации, теплообмена.

Секция 100 состоит из двух блоков: блока ЭЛОУ, предназначенного для электрообессоливания, обезвоживания поступающей на переработку нефти и блока АТ, на котором производится разделение нефти на фракции.

В результате технологического процесса получаются отдельные нефтяные фракции, которые являются сырьем последующих секций установки ЛК-6У, а именно:

Основное оборудование С.100 блок ЭЛОУ: электродегидраторы; блок АТ: ректификационные колонны К-101-отбензинивающая, К-102-атмосферная, К-103-отпарная, К-104-стабилизационная; трубчатые печи – П-101,101/1,102, теплообменное и насосное оборудование.

Секция 200. Секция 200 установки ЛК-6У – каталитический риформинг, предназначена для получения высокооктановых компонентов автомобильных бензинов и технического водорода в результате каталитических превращений широкой бензиновой фракции 62-180°С секции 100 установки ЛК-6У.

Водородсодержащий газ (технический водород) используется далее в процессах гидроочистки топлив.

Процесс риформинга осуществляется при последовательном прохождении сырья через три реактора, заполненных катализатором: Р-202, Р-203 – полиметаллический катализатор RG-482 фирмы «Аксенс», Р-204 – полиметаллический катализатор RG-582 этой же фирмы.

Для улучшения качества сырья каталитического риформинга в состав секции 200 включен блок гидроочистки, позволяющий снижать содержание сернистых, азотистых, кислородсодержащих, металлоорганических и непредельных соединений в сырье. В реакторе предварительной гидроочистки Р-201 используется катализатор KF-752-3Q фирмы Aкзо-Нобель.

Секция 300/1 установки ЛК-6У-гидроочистка дизельного топлива, предназначена для очистки фракции 180-350°С от сернистых, азотистых и других вредных соединений.

В процессе гидроочистки, основанном на реакции умеренной гидрогенизации, органические соединения серы, кислорода и азота превращаются в присутствии водорода и катализатора в углеводороды с выделением сероводорода, воды и аммиака.

-бензин – отгон, используемый в качестве компонента сырья секции 100, 200;

Секция 300/2 гидроочистка керосина предназначена для очистки прямогонной фракции 140-230°С от сернистых, азотистых и других вредных соединений.

В процессе гидроочистки соединения серы, кислорода и азота превращаются в присутствии водорода и катализатора в углеводороды с выделением сероводорода воды и аммиака.

– бензин – отгон, используемый в качестве компонента сырья секции 100,200;

– Секция 400 установки ЛК-6У-установка газофракционирования предельных углеводородов, предназначена для получения сжиженных углеводородных газов коммунально-бытового и технического назначения, сырья для нефтехимических производств и компонентов автомобильных бензинов путем переработки нестабильных головок первичной переработки нефти и каталитического риформинга.

I вариант – получение пропановой, изобутановой фракции, фракции нормального бутана, фракции С5 и выше;

II вариант – получение бытового газа, бутана технического, изопентана, фракции С5 и выше.

Установка КТ-1 введена в эксплуатацию в 1983 году. Представляет собой комплекс по глубокой переработке мазута, состоит из следующих секций:

– Cекция 100 – гидроочистка вакуумного газойля, мощностью 2400 тыс. тн/год;

– Секция 300 абсорбция и газофракционирование, мощностью 1250 тыс. тн/год.

Секция 001 предназначена для переработки мазута методом ректификации под вакуумом с целью получения:

– вакуумного дистиллята-сырья гидроочистки вакуумного газойля (С-100);

– гудрона сырья установки замедленного коксования или блока висбрекинга;

Мазут с ЛК-6у поступает на топливную станцию в резервуары Р-3,6, предусмотрена также подача мазута с ЛК-6у минуя топливную станцию на комплекс КТ-1 секцию 001.

Основное оборудование секции: вакуумная колонна К-601/1, трубчатые печи П-601/1,2, теплообменное и насосное оборудование.

Секция 100-установка гидроочистки вакуумного дистиллята, предназначена для предварительного гидрогенизационного облагораживания сырья каталитического крекинга с целью снижения содержания сернистых, азотистых, кислородсодержащих, металлоорганических соединений и полициклической ароматики с одновременным снижением его коксуемости, а также очистки газов раствором моноэтаноламина от сероводорода.

Процесс гидроочистки сырья каталитического крекинга осуществляется по традиционной для всех гидроочисток технологии и включает:

Реакторный блок, где осуществляется собственно процесс гидроочистки и отделение гидрогенизата от циркулирующего водородсодержащего и углеводородных газов, в качестве катализаторов гидроочистки используются катализаторы фирмы Грейс-Девисон;

Отделение ректификации (стабилизации) гидрогенизата, где происходит последующее разделение гидрогенизата на бензин, дизельное топливо и гидроочищенный вакуумный дистиллят;

Блок печей, включающий печи для нагрева газосырьевой смеси перед входом в реакторы и нестабильного гидрогенизата для последующего разделения в атмосферной колонне;

Блок моноэтаноламиновой очистки газов, где очистке от сероводорода подвергаются циркуляционный водородсодержащий газ, сухой газ каталитического крекинга, жирный газ висбрекинга, пропан-пропиленовая фракция и углеводородный газ секции-100;

Блок защелачивания бутан-бутиленовой фракции, где при неработающем реакторном блоке колонна очистки углеводородного газа висбрекинга используется в схеме очистки бутан-бутиленовой фракции щелочью.

Основное оборудование секции: реактора Р-101/1,2, стабилизационная колонна К-101, отпарная колонна К-108, абсорберы К-102,103,105, экстракторы К-104, 106, теплообменная аппаратура, сепараторы, насосно-компрессорное оборудование.

Секция 200, входящая в состав комбинированной установки КТ-1, включает в себя реакторный блок каталитического крекинга, блок ректификации и очистки технологического конденсата, воздушную компрессорную.

В основу реакторного блока принята схема каталитического крекинга по типу установок Г-43-107 с прямоточным лифт-реактором с псевдосжиженным слоем микросферического катализатора. В качестве катализатора крекинга в настоящее время используется катализатор «Спектра-985р» (фирмы Грейс Девисон, Германия).

Процесс каталитического крекинга гидроочищенного сырья является целевым в наборе процессов установки КТ-1 и позволяет получать следующие продукты:

– жирный газ и нестабильный бензин, используемые в качестве сырья на секции абсорбции и газофракционирования с целью получения пропан-пропиленовой, бутан-бутиленовой фракции, сухого углеводородного газа, высокооктанового компонента автобензина ( фр. н.к.-205°С);

– легкий газойль (фр.195-270°С), используемый в качестве компонента дизельного топлива или товарного печного топлива, а также для получения “Универсина-C ”;

– фракция 270-420° С, используемая в качестве компонента сырья для производства технического углерода или компонента котельного топлива;

– фракция >420°С, используемая в качестве компонента сырья для производства технического углерода, игольчатого кокса или компонента котельного топлива.

Разделение данных продуктов крекинга осуществляется по традиционной схеме для всех моделей каталитического крекинга и осуществляется в ректификационной колонне К-201.

Реконструированный в составе секции блок очистки технологического конденсата позволяет довести до нормы качественный состав конденсата перед сбросом его на очистные сооружения завода.

Секция абсорбции и газофракционирования состоит из следующих блоков:

– блока абсорбции, где осуществляется деэтанизация и абсорбция жирного газа и нестабильного бензина; процесс абсорбции ведется при пониженных температурах с применением водяного и воздушного охлаждения, что обеспечивает извлечение фракции С3 и выше не менее 80% весовых от потенциала;

– блока стабилизации и разделения газовой “головки”, где осуществляется стабилизация нестабильного бензина – насыщенного абсорбента блока абсорбции с получением стабильного бензина и “головки” стабилизации, которая разделяется на пропан-пропиленовую и бутан-бутиленовую фракции.

Основное оборудование секции: фракционирующий абсорбер К-303, стабилизатор бензина К-304, ректификационные колонны К-305,306, теплообменное и емкостное оборудование, насосно-компрессорное оборудование.

Установка производства битумов введена в эксплуатацию в 1979 году, состоит из блока вакуумной перегонки мазута и битумного блока, мощностью по битуму 500 тыс. тн/год, запроектирована «Ростгипронефтехимом».

Основное назначение блока вакуумной перегонки мазута – получение гудрона фр.>500° С – сырья для производства битумов методом окисления кислородом воздуха в окислительных колоннах. Боковые погоны фр.< 350° С и фр.350 – 450°С выводятся с установки как компоненты сырья секции гидроочистки вакуумного газойля комплекса КТ-1. Фр.450-500 ° С используется как компонент сырья установки каталитического крекинга. Смесь указанных фракций и каждая фракция в отдельности может использоваться как компонент котельного топлива в схеме завода.

Для повышения термической стабильности продуктов и улучшения ректификации мазута процесс проводится под вакуумом (остаточное давление 35-100 мм. рт. ст) с подачей перегретого пара в нижнюю часть вакуумной колонны К-1. Для турбулизации потоков предусмотрена подача пара в сырьевой змеевик.

Битумный блок предназначен для получения непосредственно битумов: строительного, дорожного, кровельного, изоляционного.

В основу технологического процесса положен метод непрерывного прямого окисления гудрона ( фр. > 500°С) в аппаратах колонного типа до заданной марки битума.

Реактор-колонна представляет собой вертикальный цилиндрический аппарат с расширенной верхней частью, оборудованный маточником для подачи воздуха. Маточник предназначен для более равномерного распределения воздуха по сечению колонны и для улучшения контакта с окисляемым сырьем.

Расширение верхней части колонны выполнено для уменьшения нагрузки по газам и улучшения сепарации. При продувке воздухом подогретого сырья кислород окисляет высококипящие фракции, процесс окисления сопровождается выделением тепла.

Дорожный битум вывозится по железной дороге бункерами и, битумовозами, кровельный вывозится самовывозом битумовозами, строительный битум затаривается в мешки бесподдонным методом погрузчиками и отгружаются в вагоны или вывозятся самовывозом.

Вакуумная колонна-высота 29200мм,17 тарелок, из них 7 клапанных,7 ситчатых, 3 глухих.

Установка оборудована насосами тип НК-20 шт., поршневыми насосами тип ПДГ-3 шт., поршневые электроприводные тип НР-2шт.

Установка производства серы, мощностью 20тыс. тн. серы/год, запроектирована институтом «Гипрогазоочистка» г. Москва и состоит из двух блоков: блока регенерации водного раствора моноэтаноламина и блока получения серы. Блок регенерации водного раствора моноэтаноламина введен в эксплуатацию в 1978году, блок производства серы – в 1979году.

Установка производства серы с блоком регенерации раствора МЭА предназначена для регенерации водного раствора МЭА и получения элементарной серы из сероводорода, выделившегося при регенерации.

Регенерация водного раствора МЭА производится кипячением раствора с помощью «глухого» пара в тарельчатых десорберах. Производительность блока регенерации –380м3/час раствора МЭА.

Для получения элементарной серы применен 3-х ступенчатый окислительный процесс с первой термической ступенью и двумя последующими каталитическими ступенями (метод Клауса). Термическая стадия оборудована котлами-утилизаторами типа Г-105/300.Ц. Каталитические стадии оборудованы топками, конверторами, конденсаторами-генераторами типа Г-420.

Установка замедленного коксования типа 21-10/9 предназначена для получения нефтяного кокса. Мощность по сырью – 600 тыс. тн/год, по коксу 120 тыс. тн/год, введена в эксплуатацию в 1986 году.

– жирный газ коксования, который используется для топливных нужд завода;

– легкий и тяжелый газойль коксования вовлекаются как компонент сырья С-100 КТ-1.

Сырьем установки служит гудрон фр.>500°С с вакуумных блоков установок КТ-1 или битумной.

В основу технологического процесса получения кокса заложен метод термического крекинга гудрона в коксовых камерах Р-1, Р-2, Р-3, Р-4 при температуре 460-490°С с последующей ректификацией газов коксования в колонне К-1.

На установке применяется гидравлическая выгрузка кокса из коксовых камер в две стадии: бурение центрального ствола и резка.

Схема установки принята двухпоточной по блоку коксовых камер и однопоточной по ректификации, системе обработки и транспорта кокса. Установка работает непрерывно по блоку ректификации, заполнение камер коксом и выгрузка кокса из коксовых камер производится периодически.

Добываемая на промыслах нефть, помимо растворенных в ней газов, содержит некоторое количество примесей – частицы песка, глины, кристаллы солей и воду. Содержание твердых частиц в неочищенной нефти обычно не превышает 1,5%, а количество воды может изменяться в широких пределах. С увеличением продолжительности эксплуатации месторождения возрастает обводнение нефтяного пласта и содержание воды в добываемой нефти. В некоторых старых скважинах жидкость, получаемая из пласта, содержит 90% воды. В нефти, поступающей на переработку, должно быть не более 0,3% воды. Присутствие в нефти механических примесей затрудняет ее транспортирование по трубопроводам и переработку, вызывает эрозию внутренних поверхностей труб нефтепроводов и образование отложений в теплообменниках, печах и холодильниках, что приводит к снижению коэффициента теплопередачи, повышает зольность остатков от перегонки нефти (мазутов и гудронов), содействует образованию стойких эмульсий. Кроме того, в процессе добычи и транспортировки нефти происходит весомая потеря легких компонентов нефти (метан, этан, пропан и т. д., включая бензиновые фракции) – примерно до 5% от фракций, выкипающих до 100°С. С целью понижения затрат на переработку нефти, вызванных потерей легких компонентов и чрезмерный износ нефтепроводов и аппаратов переработки, добываемая нефть подвергается предварительной обработке. Для сокращения потерь легких компонентов осуществляют стабилизацию нефти, а также применяют специальные герметические резервуары хранения нефти. От основного количества воды и твердых частиц нефть освобождают путем отстаивания в резервуарах. Разрушение нефтяных эмульсий осуществляют механическими, химическими и электрическими способами. Важным моментом является процесс сортировки и смешения нефти.

Потери легких компонентов в основном происходят в резервуарах при так называемых «больших и малых дыханиях» — выброс воздуха, содержащего испарения нефти, при заполнении пустого резервуара или незначительные по объему выбросы, вызываемые колебаниями уровня в резервуаре и изменениями плотности при перепаде температур. Устранение потерь дыхания резервуаров осуществляют посредством их герметизации и применения дышащих крышек, дышащих баллонов, и др. Суть применяемых дышащих аппаратов заключается в их способности изменять объем под давлением вытесняемой из резервуара воздушной смеси. Таким образом дыхательные аппараты увеличивают или уменьшают объем резервуара сохраняя на время вытесненную из резервуара воздушную смесь. Такие аппараты применяют для сокращений потерь при малых дыханиях резервуаров. Для сокращения потерь от испарения и улучшения условий транспортирования нефть подвергают стабилизации, т. е. удалению низкомолекулярных углеродов (метана, этана и пропана), а также сероводорода на промыслах или на головных перекачивающих станциях нефтепроводов.

Различные нефти и выделенные из них соответствующие фракции отличаются друг от друга физико-химическими и товарными свойствами. Так, бензиновые фракции некоторой нефти характеризуются высокой концентрацией ароматических, нафтеновых или изопарафиновых углеводородов и поэтому имеют высокие октановые числа, тогда как бензиновые фракции других нефтей содержат в значительных количествах парафиновые углеводороды и имеют очень низкие октановые числа. Важное значение в дальнейшей технологической переработке нефти имеет серность, масляничность смолистость нефти и др. Таким образом, существует необходимость отслеживания качественной характеристики нефти в процессе транспортировки, сбора и хранения с целью недопущения потери ценных свойств компонентов нефти. Однако раздельные сбор, хранение и перекачка нефти в пределах месторождения с большим числом нефтяных пластов весомо осложняет нефтепромысловое хозяйство и требует больших капиталовложений. Поэтому близкие по физико-химическим и товарным свойствам нефти на промыслах смешивают и направляют на совместную переработку.

Выбор направления переработки нефти и ассортимента получаемых нефтепродуктов определяется физико-химическими свойствами нефти, уровнем технологии нефтеперерабатывающего завода и настоящей потребности хозяйств в товарных нефтепродуктах. Различают три основных варианта переработки нефти:

По топливному варианту нефть перерабатывается в основном на моторные и котельные топлива. Топливный вариант переработки отличается наименьшим числом участвующих технологических установок и низкими капиталовложениями. Различают глубокую и неглубокую топливную переработку. При глубокой переработке нефти стремятся получить максимально возможный выход высококачественных и автомобильных бензинов, зимних и летних дизельных топлив и топлив для реактивных двигателей. Выход котельного топлива в этом варианте сводится к минимуму. Таким образом, предусматривается такой набор процессов вторичной переработки, при котором из тяжелых нефтяных фракций и остатка — гудрона получают высококачественные легкие моторные топлива. Сюда относятся каталитические процессы — каталитический крекинг, каталитический риформинг, гидрокрекинг и гидроочистка, а также термические процессы, например коксование. Переработка заводских газов в этом случае направлена на увеличение выхода высококачественных бензинов. При неглубокой переработке нефти предусматривается высокий выход котельного топлива.

По топливно-масляному варианту переработки нефти наряду с топливами получают смазочные масла. Для производства смазочных масел обычно подбирают нефти с высоким потенциальным содержанием масляных фракций. В этом случае для выработки высококачественных масел требуется минимальное количество технологических установок. Масляные фракции (фракции, выкипающие выше 350°С), выделенные из нефти, сначала подвергается очистке избирательными растворителями: фенолом или фурфуролом, чтобы удалить часть смолистых веществ и низкоиндексные углеводороды, затем проводят депарафинизацию при помощи смесей метилэтилкетона или ацетона с толуолом для понижения температуры застывания масла. Заканчивается обработка масляных фракций доочисткой отбеливающими глинами. Последние технологии получения масел используют процессы гидроочистки взамен селективной очистки и обработки отбеливающими гланами. Таким способом получают дистиллятные масла (легкие и средние индустриальные, автотракторные и др.). Остаточные масла (авиационные, цилиндровые) выделяют из гудрона путем его деасфальтизации жидким пропаном. При этом образуется деасфальт и асфальт. Деасфальт подвергается дальнейшей обработке, а асфальт перерабатывают в битум или кокс.

Нефтехимический вариант переработки нефти по сравнению с предыдущими вариантами отличается большим ассортиментом нефтехимической продукции и в связи с этим наибольшим числом технологических установок и высокими капиталовложениями. Нефтеперерабатывающие заводы, строительство которых проводилось в последние два десятилетия, направлены на нефтехимическую переработку. Нефтехимический вариант переработки нефти представляет собой сложное сочетание предприятий, на которых помимо выработки высококачественных моторных топлив и масел не только проводится подготовка сырья (олефинов, ароматических, нормальных и изопарафиновых углеводородов и др.) для тяжелого органического синтеза, но и осуществляются сложнейшие физико-химические процессы, связанные с многотоннажным производством азотных удобрений, синтетического каучука, пластмасс, синтетических волокон, моющих веществ, жирных кислот, фенола, ацетона, спиртов, эфиров и многих других химикалий.

От основного количества воды и твердых частиц нефти освобождают путем отстаивания в резервуарах на холоду или при подогреве. Окончательно их обезвоживают и обессоливают на специальных установках. Однако вода и нефть часто образуют трудно разделимую эмульсию, что сильно замедляет или даже препятствует обезвоживанию нефти. В общем случае эмульсия есть система из двух взаимно нерастворимых жидкостей, в которых одна распределена в другой во взвешенном состоянии в виде мельчайших капель. Существуют два типа нефтяных эмульсий: нефть в воде, или гидрофильная эмульсия, и вода в нефти, или гидрофобная эмульсия. Чаще встречается гидрофобный тип нефтяных эмульсий. Образованию стойкой эмульсии предшествуют, понижение поверхностного натяжения на границе раздела фаз и создание вокруг частиц дисперсной фазы прочного адсорбционного слоя. Такие слои образуют третьи вещества — эмульгаторы. К гидрофильным эмульгаторам относятся щелочные мыла, желатин, крахмал. Гидрофобными являются хорошо растворимые в нефтепродуктах щелочноземельные соли органических кислот, смолы, а также мелкодисперсные частицы сажи, глины, окислов металлов и т. п., легче смачиваемые нефтью, чем водой. Существуют три метода разрушения нефтяных эмульсий:

Механический: отстаивание — применяется к свежим, легко разрешимым эмульсиям. Расслаивание воды и нефти происходит вследствие разности плотностей компонентов эмульсии. Процесс ускоряется нагреванием до 120-160°С под давлением

8-15 а. т.м в течение 2-3 ч, не допуская испарения воды. центрифугирование — отделение механических примесей нефти под воздействием центробежных сил. В промышленности применяется редко, обычно сериями центрифуг с числом оборотов от 3500 до 50000 в мин., при производительности 15 — 45 м3/ч каждая.

Химический: разрушение эмульсий достигается путем применения поверхностно-активных веществ деэмульгаторов. Разрушение достигается

А) адсорбционным вытеснением действующего эмульгатора веществом с большей поверхностной активностью,

В) растворением (разрушением) адсорбционной пленки в результате ее химической реакции с вводимым в систему деэмульгатором.

Химический метод применяется чаще механического, обычно в сочетании с электрическим.

Электрический: при попадании нефтяной эмульсии в переменное электрическое поле частицы воды, сильнее реагирующие на поле чем нефть, начинают колебаться, сталкиваясь друг с другом, что приводит к их объединению, укрупнению и более быстрому расслоению с нефтью. Установки, называемые электродегидраторами (ЭЛОУ — электроочистительные установки), с рабочим напряжением до 33000В при давлении

8-10 ат, применяют группами по 6 — 8 шт. с производительностью 250 — 500 т нефти в сутки каждая. В сочетании с химическим методом этот метод имеет наибольшее распространение в промышленной нефтепереработке.

Нефть представляет собой сложную смесь парафиновых, нафтеновых и ароматических углеводов, различных по молекулярному весу и температуре кипения. Кроме того, в нефти содержатся сернистые, кислородные и азотистые органические соединения. Для производства многочисленных продуктов различного назначения и со специфическими свойствами применяют методы разделения нефти на фракции и группы углеводородов, а также изменения ее химического состава. Различают первичные и вторичные методы переработки нефти:

К первичным относят процессы разделения нефти на фракции, когда используются ее потенциальные возможности по ассортименту, количеству и качеству получаемых продуктов и полупродуктов — перегонка нефти;

Ко вторичным относят процессы деструктивной переработки нефти и очистки нефтепродуктов, предназначенные для изменения ее химического состава путем термического и каталитического воздействия.

При помощи этих методов удается получить нефтепродукты заданного качества и в больших количествах, чем при прямой перегонке нефти. Различают перегонку с однократным, многократным и постепенным испарением. При перегонке с однократным испарением нефть нагревают до определенной температуры и отбирают все фракции, перешедшие в паровую фазу. Перегонка нефти с многократным испарением производится с поэтапным нагреванием нефти, и отбиранием на каждом этапе фракций нефти с соответствующей температурой перехода в паровую фазу. Перегонку нефти с постепенным испарением в основном применяют в лабораторной практике для получения особо точного разделения большого количества фракций. Отличается от других методов перегонки нефти низкой производительностью. Образовавшиеся в процессе перегонки нефти паровая и жидкая фазы подвергают ректификации в колоннах.

При перегонке с однократным испарением нефть нагревают в змеевике какого-либо подогревателя до заранее заданной температуры. По мере повышения температуры образуется все больше паров, которые находятся в равновесии с жидкой фазой, и при заданной температуре парожидкостная смесь покидает подогреватель и поступает в адиабатический испаритель. Последний представляет собой пустотелый цилиндр, в котором паровая фаза отделяется от жидкой. Температура паровой и жидкой фаз в этом случае одна и та же. Перегонка с многократным испарением состоит из двух или более однократных процессов перегонки с повышением рабочей температуры на каждом этапе. Если при каждом однократном испарении нефти происходит бесконечно малое изменение ее фазового состояния, а число однократных испарений бесконечно большое, то такая перегонка является перегонкой с постепенным испарением. Четкость разделения нефти на фракции при перегонке с однократным испарением наихудшая по сравнению с перегонкой с многократным и постепенным испарением. Если для нефтяной фракции построить кривые разгонки с однократным и многократным испарением, то окажется, что температура начала кипения фракций при однократном испарении выше, а конца кипения ниже, чем при многократном испарении. Если высокой четкости разделения фракций не требуется, то метод однократного испарения экономичнее. К тому же при максимально допустимой температуре нагрева нефти 350 — 370°С (при более высокой температуре начинается разложение углеводородов) больше продуктов переходит в паровую фазу по сравнению с многократным или постепенным испарением. Для отбора из нефти фракций, выкипающих выше 350 — 370°С, применяют вакуум или водяной пар. Использование в промышленности принципа перегонки с однократным испарением в сочетании с ректификацией паровой и жидкой фаз позволяет достигать высокой четкости разделения нефти на фракции, непрерывности процесса и экономичного расходования топлива на нагрев сырья.

Ректификация простых и сложных смесей осуществляется в колоннах периодического или непрерывного действия. Колонны периодического действия применяют на установках малой производительности при необходимости отбора большого числа фракций и высокой четкости разделения.

Сырье поступает в перегонный куб на высоту около 2/3 его диаметра, где происходит подогрев глухим паром. В первый период работы ректификационной установки отбирают наиболее летучий компонент смеси, например бензольную головку, затем, повышая температуру перегонки, компоненты с более высокой температурой кипения (бензол, толуол и т. д.). Наиболее высококипящие компоненты смеси остаются в кубе, образовывая кубовый остаток. По окончанию процесса ректификации этот остаток охлаждают и откачивают. Куб вновь заполняется сырьем и ректификацию возобновляют. Периодичностью процесса обусловлены больший расход тепла и меньшая производительность установки.

Установка непрерывного действия лишена многих указанных недостатков. Принципиальная схема установки.

Сырье через теплообменник поступает в подогреватель и далее на разные уровни ректификационной колонны. Нижние фракции разогревают в кипятильнике и сбрасывают обратно в ректификационную колонну. При этом самая тяжелая часть выводится из кипятильника в низ колонны и вместе с жидким осадком на дальнейшую переработку тяжелых фракций. А легкие фракции сверху в конденсатор-холодильник, и далее из аккумулятора частично назад в колонну для орошения, а частично — в дальнейшую переработку легких фракций. В зависимости от числа получаемых продуктов различают простые и сложные ректификационные колонны. В первых при ректификации получают два продукта, например бензин и полумазут. Вторые предназначены для получения трех и более продуктов. Они представляют собой последовательно соединенные простые колонны, каждая из которых разделяет поступающую в нее смесь на два компонента. В каждой простой колонне имеются отгонная и концентрационная секции. Отгонная, или отпарная, секция расположена ниже ввода сырья. Тарелка, на которую подается сырье для разделения, называется тарелкой питания. Целевым продуктом отгонной секции является жидкий остаток. Концентрационная, или укрепляющая, секция расположена над тарелкой питания. Целевым продуктом этой секции являются пары ректификата. Для нормальной работы ректификационной колоны обязательны подача орошения наверх концентрационной секции колонны и ввод тепла (через кипятильник) или острого водяного пара в отгонную секцию. В зависимости от внутреннего устройства, обеспечивающего контакт между восходящими парами и нисходящей жидкостью (флегмой), ректификационные колонны делятся на насадочные, тарельчатые, роторные и др. В зависимости от давления они делятся на ректификационные колонны высокого давления, атмосферные и вакуумные. Первые применяют в процессах стабилизации нефти и бензина, газофракционирования на установках крекинга и гидрогенизации. Атмосферные и вакуумные ректификационные колоны в основном применяют при перегонке нефти, остаточных нефтепродуктов и дистилляторов. Для равномерного распределения паров и жидкости в насадочных колоннах в качестве насадки применяют шары, призмы, пирамиды, цилиндры из различных материалов (обычно из прессованной угольной пыли) с наружным диаметром от 6 до 70 мм и отношением площади поверхности к объему от 500. Насадку помещают насыпом на специальные тарелки с отверстиями для прохождения паров и стекания флегмы. Целью применения насадки является повышение площади соприкосновения флегмы и паров для взаимного обогащения. Для правильной работы насадочной колонны очень важно равномерное распределение стекающей флегмы и паров по всему поперечному сечению колонны. Этому благоприятствует однородность тела насадки, максимально возможная скорость восходящего потока паров, равномерно распределенные слои насадки и строгая вертикальность колонны. На практике достигнутое вначале равномерное распределение паров и флегмы нарушается, т. к. пар стремится оттеснить жидкость к стенкам колонны и перемещаться через центр насадки. В связи с этим насадка и разбивается на несколько слоев, а тарелки, на которых размещается насадка, имеют специальную конструкцию, позволяющую снова равномерно перераспределять потоки после каждого слоя насадки. Эффективность использования насадочных колонн очень высока но есть и неудобства: насадку периодически приходится изымать из колоны с целью очищения от смолистых частиц со временем покрывающих насадку и ухудшающих ее смачиваемость, к тому же применение насадочных колонн выдвигает очень жесткое требование выдержки определенного давления пара и количества поступающей флегмы. В случае падения давления пара в колонне происходит ускорение стекания флегмы и резкое уменьшение площади соприкосновения пара и жидкости. В случае превышения давления пара замедляется стекание флегмы, что приводит к ее скоплению в верхних слоях насадки и запиранию паров в нижней части колонны («захлебыванию» колонны). Это приводит к еще большему повышению давления пара в нижней части колонны, и, в критический момент, прорыв пара сквозь флегму в верхнюю часть колонны. Следствием «захлебывания» колонны также является резкое уменьшение площади соприкосновения пара и жидкости. В тарельчатых колоннах для повышения площади соприкосновения потоков пара и флегмы применяют вместо насадки большое число тарелок специальной конструкции. Флегма стекает с тарелки на тарелку по спускным трубам, причем перегородки поддерживают постоянный уровень слоя жидкости на тарелке. Этот уровень позволяет постоянно держать края колпаков погруженными во флегму. Перегородки пропускают для стока на следующую тарелку лишь избыток поступающей флегмы. Принципом действия тарельчатой колонны является взаимное обогащение паров и флегмы за счет прохождения под давлением паров снизу вверх сквозь слой флегмы на каждой тарелке. За счет того, что пар проходит флегму в виде мельчайших пузырьков площадь соприкосновения пара и жидкости очень высока. Конструкции тарелок разнообразны. Применяют сетчатые, решетчатые, каскадные, клапанные, инжекционные и комбинированные тарелки. Конструкцию тарелок выбирают исходя из конкретных технологических требований (степень четкости разделения фракций, требование к интенсивности работы, необходимость изменения внутренней конструкции колонны, частота профилактических и ремонтных работ и др.) В некоторых процессах переработки нефти (например переработка с попутным отделением воды (паров), переработка с предварительным отделением тяжелейших фракций нефти) применяют роторные колонны с высокой производительностью. Тарелки такой колонны представляют собой конические щитки с углом наклона 40°, с чередованием тарелок закрепленных к стенкам колонны и тарелок закрепленных к центральному вращающемуся валу. Таким образом вращающиеся тарелки чередуются с неподвижными. Вращение тарелок происходит от привода со скоростью 240 об/мин. Флегма спускается сверху по неподвижной тарелке и у центра переливается на нижележащую вращающуюся тарелку. Под влиянием центробежной силы флегма перемещается по вращающейся тарелке вверх до ее периферии и в виде сплошной кольцевой пленки переходит на стенки корпуса колонны и дальше — на низлежащую тарелку. Далее процесс повторяется. Пары движутся сквозь флегму противотоком. К тому же большое количество флегмы постоянно находится во взвешенном состоянии, что приводит к высокой испаряемости самой флегмы. Расстояние между тарелками всего 8 – 10 мм, что позволяет строить очень компактную колонну с высоким (свыше 85%) КПД. В колонну вводится подогретое сырье, необходимая температура которого поддерживается нагревателем. Указанная конструкция очень удобна в использовании, практически не требует ремонта и профилактических работ, долговечна и не столь чувствительна к изменениям температур и давления исходных компонентов.

В промышленности наиболее часто применяются сложные установки ректификационных колонн, комбинирующих разные виды колонн и разные типы их подключения. Это позволяет корректировать технологический процесс для разных условий переработки нефти и получения необходимых дистиллятов. В зависимости от направления переработки нефти в процессе ректификации могут участвовать разные установки ректификационных колонн. Достигается это сменой потоков сырья и промежуточных продуктов, что требует высокой магистральности сообщений коллон и установок и возможности компактного и ресурсосберегающего перенаправления потоков. Подключение колонн возможно:

Последовательное, где с каждой последующей колоны снимают более тяжелый продукт, который одновременно служит флегмой для предыдущей колонны

Навесной, где к основной колонне пристроены вспомогательные, куда поступают дистилляторы отобранные с разных уровней основной колонны и проходят дополнительную очистку. Остаток вспомогательных колонн сбрасывают назад в основную. Возможно взаимное подключение вспомогательных колонн, использование выходного продукта одной вспомогательной колонны (ниже расположенной по циклу) в качестве флегмы для другой (выше расположенной по циклу) и др. Вспомогательные колонны могут также иметь различную конструкцию — использовать различный тип тарелок, различные нагревательные агенты, технологические условия (давление, температурный режим) и др.; и размещение — объединяться конструктивно в одну, надстраиваться над основной, располагаться вокруг основной колонны, помещаться внутри основной колонны; с комбинированием последовательных и навесных подключений.

Процесс первичной переработки нефти (прямой перегонки), с целью получения нефтяных фракций, различающихся по температуре кипения без термического распада, осуществляют в кубовых или трубчатых установках при атмосферном и повышенном давлениях или в вакууме. Трубчатые установки отличаются более низкой достаточной температурой перегоняемого сырья, меньшим крекингом сырья, и большим КПД. Поэтому на современном этапе нефтепереработки трубчатые установки входят в состав всех нефтеперерабатывающих заводов и служат поставщиками как товарных нефтепродуктов, так и сырья для вторичных процессов (каталитического крекинга, риформинга, гидрокрекинга, коксования, изомеризации и др.). В зависимости от давления в ректификационных колоннах трубчатые установки подразделяются на атмосферные (АТ). Вакуумные (ВТ) и атмосферно-вакуумные (АВТ). По числу ступеней испарения (количеству ректификационных колон) различают трубчатые установки

Однократного испарения — на одной ректификационной колонне получает все дистилляты — от бензина до вязкого цилиндрового. Остатком перегонки является гудрон.

Двукратного испарения — сначала при атмосферном давлении нефть перегоняется до мазута, который потом перегоняется в вакууме до получения в остатке гудрона. Эти процессы идут в двух колоннах.

Трехкратного испарения — используются две атмосферные колонны и одна вакуумная. В первой колоне из нефти отбирают только бензин, во второй — отбензиненая нефть перегоняется до мазута, в третьей — мазут до гудрона.

Четырехкратного испарения — установка с доиспарительной вакуумной колонной для гудрона в концевой части. Широкое распространение нашла комбинация ЭЛОУ-АВТ-комплекс вторичной переработки.

Подогретая в теплообменниках нефть с температурой 120—140°С поступает в комплекс дегидраторов, где подвергается термохимическому и электрообезвоживанию и обессоливанию в присутствии воды, деэмульгатора и щелочи. Подготовленная таким образом нефть снова дополнительно подогревается в теплообменниках и с температурой 220°С поступает в колонну. Сверху этой колонны отбирается фракция легкого бензина и выводится через теплообменник и сепаратор, откуда частично изымается для орошения колонны. Остаток снизу колонны подается в печь, где нагревается до 330°С, и поступает в качестве дополнительной горячей струи в колонну. Сверху колонны отбирается тяжелый бензин и выводится через теплообменник и газосепаратор, частично возвращаясь в качестве оросителя назад в колонну. Сбоку колонны отбираются промежуточные фракции, для чего служат корректоры температуры и отпарные колонны, где отбираются фракции 140-240°С, 240-300°С, 300-350°С. Мазут снизу колонны подается в печь, где нагревается до температуры 420°С, и поступает в вакуумную колонну, работающую при остаточном давлении 40 мм рт. ст. Водяные пары, газообразные продукты разложения и легкие пары сверху колонны поступают в барометрический конденсатор, несконденсировавшиеся газы отсасываются эжектором. Сбоку колонны отбирают боковые продукты вакуумной колонны, остаток снизу — гудрон. Бензины, получаемые в колоннах, поступают в стабилизатор. Газ из газосепараторов подается в абсорбер, орошаемый стабильным бензином из колонны А получаемый сверху колонны сухой газ сбрасывается к форсункам печей.

Компоненты, полученные после первичной переработки, обычно не используются как готовый продукт. Легкие фракции проходят дополнительно крекинг, реформинг, гидрогенизационное облагораживание, целью которых является получение невысокой ценой наибольшего объема конечных продуктов с наиболее точными удовлетворительными качественными показателями. Тяжелые фракции после перегонки перерабатывают дополнительно на битумных, коксующих и других установках.

1. Коршак А. А., Шаммазов А. М.: «Основы нефтегазового дела», издательство «Дизайнполиграфсервис», 2004

3. Современный справочник по нефтяным топливам и технологиям их производства. М. И. Рустамов, А. С. Гайсин, Д. Н. Мамедов, Фонд «Химик», 2005

Http://www. e-ng. ru/promyshlennost_proizvodstvo/otchet_po_praktike_process_pererabotki. html

Генеральный план — часть проекта, в которой комплексно решаются вопросы планировки, размещения зданий и сооружений, транспортных коммуникаций и инженерных сетей на территории НПЗ и НХЗ; в этой же части освещаются задачи, связанные с размещением предприятия в промышленном узле. Разработка генерального плана представляет собой сложную задачу, требующую учета различных факторов.

Важными проектными документами, разрабатываемыми при составлении этой части проекта, являются графические изображения генерального и ситуационного планов завода. Чертеж планировки территории, отведенной под строительство предприятия, на который в процессе проектирования наносят все здания и сооружения, автомобильные и железные дороги, подземные и наземные трубопроводы, кабельные линии электроснабжения и связи и т. п., называется генеральным планом завода. Генеральный план выполняется в масштабе, который зависит от размеров проектируемых сооружений. Генпланы НПЗ и НХЗ обычно разрабатываются в масштабах 1:500, 1:2000, 1:5000.

При проектировании новых нефтеперерабатывающих и нефтехимических заводов их следует, как правило, размещать в составе группы предприятий с общими объектами (промышленного узла), на территории, которая предусмотрена схемой или проектом районной планировки, проектом планировки промышленного района.

Для размещения завода выбираются земли не сельскохозяйственного назначения или непригодные для сельского хозяйства.

При отсутствии таких земель используются участки на сельскохозяйственных угодьях худшего качества.

Поскольку НПЗ и НХЗ являются источниками загрязнения атмосферного воздуха, их следует размещать по отношению к жилой застройке с учетом ветров преобладающего направления.

Между промышленной зоной и жилым поселком предусматривается санитарно-защитная зона, размеры которой выбираются Ш соответствии с «Санитарными — нормами проектирования промышленных предприятий».

В процессе выбора площадки различные варианты размещения завода наносятся на чертеж ситуационного плана. Кроме площадок на ситуационном плане наносятся промышленные предприятия, имеющиеся в районе; существующие населенные пункты и площадка, намеченная для размещения заводского жилого поселка; железнодорожные пути и автомобильные дороги; трассы линий’ водопровода и канализации с указанием мест водозабора и площадки для очистных сооружений; заводская ТЭЦ и трассы линий электро – и теплоснабжения; водоемы и водные пути; карьеры местных строительных материалов. Ситуационный план составляется в масштабе 1: 10000 или 1 :25 000.

1— территория завода. 2 — административно-хозяйственная зона; 3 —ремонтно-механическая база; 4 — база оборудования; 5 — зона расширения НПЗ; 6 —очистные сооружения; 7 — ТЭЦ; 8 — строительно-монтажная площадка ТЭЦ; 9 — товарный парк сжиженных газов; 10 — железнодорожная станция; 11— промыво-пропарочная станция; 12 — водозабор питьевой воды; 13 — промышленный водозабор; 14 — пункт приема нефти; 15 — пруды-накопители очищенных стоков.

На рис. 1.1 приведен ситуационный план НПЗ. Рядом с площадкой НПЗ находится заводская ТЭЦ, предусмотрена территория для расширения завода. В соответствии с действующими противопожарными нормами товарная, база сжиженных газов удалена от основной промплошадки. На ситуационном плане изображены также пункт приема нефти, водозаборные сооружения питьевого и промышленного водоснабжения, железнодорожная станция. Населенный пункт в данном случае, находится на расстоянии свыше 5 км orзаводской площадки и поэтому не изображен на плане.

При разработке генеральных планов НПЗ и НХЗ необходимо обеспечить наиболее благоприятные условия для производственного процесса, рациональное и экономное использование земельных участков. В генеральных планах НПЗ предусматривается: функциональное зонирование территории с учетом технологичеcких связей, санитарно-гигиенических и противопожарных требований; рациональные инженерные связи внутри предприятия, а также между предприятием и жилым поселком; возможность осуществления строительства очередями или пусковыми комплексами; защита подземных вод и открытых водоемов от загрязнения сточными водами и отходами. Следует также учитывать природные особенности района строительства (температуру воздуха и преобладающее направление ветра, возможность больших снегоотложений и т. д.).

Важным показателем рациональности решения генерального плана является плотность застройки, представляющая собой отношение площади застройки к площади предприятия в пределах ограды. Площадь застройки определяется как сумма площадей, занятых зданиями и сооружениями всех видов, включая открытые технологические, санитарно-технические и энергетические установки, эстакады, площадки погрузо-разгрузочных устройств, подземные сооружения, склады. Глава СНиП П-89—80 «Генеральные планы промышленных предприятий» предусматривает, что плотность застройки НПЗ и НХЗ должна быть не ниже 46%. Размещение технологических объектов на генплане должно отвечать последовательности переработки сырья в технологическом потоке — от головного производства (ATи АВТ на НПЗ, установки пиролиза на НХЗ) к объектам приготовления и отгрузки товарной продукции. Технологические потоки при разработке генеральных планов направляют параллельно один другому и перпенди-кулярно направлению развития предприятия, что позволяет автономно развивать строящиеся и эксплуатируемые комплексы.

Генеральный план НПЗ и НХЗ должен предусматривать деление территории предприятия на зоны с учетом функционального «назначения отдельных объектов. Зоны формируются таким образом, чтобы свести к минимуму встречные потоки, обеспечить выполнение норм и правил техники безопасности и промышленной санитарии.

На современных НПЗ И НХЗ выделяют следующие зоны: предзаводскую, производственную, подсобную, складскую, сырьевых и товарных парков.

В предзаводской зоне размещают заводоуправление, учебный комбинат, здравпункт или поликлинику, общезаводскую столовую, пожарное депо, газоспасательную станцию и т. п. Генеральный план предзаводской зоны приведен на рис. 1.2. В предзаводской зоне наряду с решением общей объемно-пространственной композиции зданий следует предусматривать дополнительные элементы благоустройства. Разделение корпусов в предзаводской зоне осуществляется по функциональным признакам. Заводоуправление блокируется с машиносчетной станцией и АТС, столовая — с учебным комбинатом. Здания пожарного депо, газоспасательной службы, поликлиники, проходной удалены от административного блока, так как они непосредственно связаны cосновной транспортной магистралью, идущей на завод.

1— заводоуправление с конференц-залом; 2.— машиносчетная станция и АТС; 3 — столовая; 4 — учебный комбинат; 5 — поликлиника; 6 — проходная с караульным помещением; 7 — пожарное депо и газоспасательная станция; 8 — навес для велосипедов; 9 — автобусная стоянка; 10 — стоянка для автомобилей.

Для создания оригинального архитектурного решения рекомендуется выделять отдельные объемы зданий, а здание заводоуправления сооружать с повышенной этажностью. На рис. 1.3 приведено архитектурное решение предзаводской зоны одного из современных НПЗ.

Проходные пункты предприятий следует располагать на расстоянии не более 1,5 км один от другого, поэтому на наиболее крупных НПЗ и НХЗ предусматривается несколько предзаводских зон в зависимости от числа входов и выходов.

Производственная зона занимает 25—30% общей площади завода, В ней размещаются большинство технологических установок предприятия, объекты общезаводского хозяйства (узлы оборотного водоснабжения, насосные станции систем канализации, трансформаторные подстанции, воздушная и азотная компрессорные, факельное хозяйство, лаборатория и т. д.).

Основными принципами построения этой зоны являются поточность прохождения продуктов, расположение объектов с учетом преобладающего направления ветров, использование рельефа.

Подсобная зона предназначена для размещения ремонтно-механических, ремонтно-строительных, тарных цехов и других зданий, а также сооружений подсобно-производственного назначения. Зон подсобных сооружений на генплане НПЗ и НХЗ может быть несколько, поскольку размещение подсобных сооружений зависит от тяготения к тем или иным прочим объектам и зонам. Например, гаражи, ремонтно-механические цеха, в которых занято большое количество производственного персонала, тяготеют к предзаводской зоне, где находятся остановки городского пассажирского транспорта; бытовые помещения и пункты питания располагают в обособленных зонах с учетом радиуса обслуживания.

В складской зоне находятся склады оборудования, смазочных масел, реагентное хозяйство. К этой зоне, для объектов которой требуются железнодорожные пути, тяготеют также объекты производственного и подсобного назначения, для которых необходим железнодорожный транспорт: установки по производству битума, серы, серной кислоты, установка замедленного коксования.

В зоне сырьевых и товарных парков размещают резервуарные парки легковоспламеняющихся и горючих жидкостей, насосные и железнодорожные эстакады, предназначенные для приема сырья и отгрузки товарной продукций.

Зоны, для обслуживания которых необходим железнодорожный транспорт (складская, сырьевых и товарных парков), следует размещать ближе к периферии завода с тем, чтобы сократить число железнодорожных вводов, уменьшить протяженность путей, свести к минимуму пересечение железными дорогами инженерных сетей и автодорог.

При размещении на генплане энергоемких объектов следует максимально приближать их к источникам пароснабжения (ТЭЦ, котельным) с тем, чтобы сократить протяженность магистральных. паропроводов.

Размещение на генеральном плане технологических установок должно обеспечить поточность процесса, свести к минимуму протяженность технологических коммуникаций, исключить по возможности встречные потоки. При разработке компоновки технологических установок аппаратура и внутрицеховые трубопроводы размещаются таким образом, чтобы обеспечить вход сырья и выход готовой продукции с одной стороны. Располагая установку на генплане, стремятся к тому, чтобы вход сырья и выход продукции находился со стороны коммуникационного коридора.

Строительство НПЗ и НХЗ ведется комплексами, в состав которых включаются одна или несколько технологических установок и объекты общезаводского хозяйства. При компоновке генерального плана следует стремиться к тому, чтобы объекты, одного пускового комплекса размещались в наименьшем числе кварталов. Необходимо размещать объекты к кварталах – таким образом, чтобы обеспечивалась комплексная застройка заводских кварталов и не приходилось неоднократно возвращаться к сооружению объектов в ранее застроенных кварталах.

Производственные, вспомогательные и складские здания при проектировании НПЗ и НХЗ рекомендуется объединять в более крупные во всех случаях, когда такое объединение допустимо по технологическим, строительным, санитарно-гигиеническим и противопожарным нормам.

Расположение зданий и сооружений на генплане должно исключить распространение вредных выбросов, способствовать эффективному сквозному проветриванию промшющадки и межцеховых пространств.

Территория нефтеперерабатывающих и нефтехимических предприятий при проектировании разбивается сеткой улиц на кварталы, имеющие, как правило, прямоугольную форму. Размеры кварталов назначаются в зависимости от габаритов технологических установок, однако площадь каждого квартала не должна превышать 16 га. Длина одной из сторон квартала не должна быть более 300 м. Расстояние между объектами, расположенными в соседних кварталах, следует принимать не менее 40 м.

При проектировании необходимо обеспечивать хорошую про-ветриваемость кварталов, избегать строительства внутри кварталов зданий П-, Ш – и Т-образной конфигурации.

Ширину улиц и проездов НПЗ и НХЗ определяют с учетом технологических, транспортных, санитарных и противопожарных требований, размещения инженерных сетей и коммуникаций.

Наименьшие расстояния между зданиями, наружными установками и сооружениями предприятия, регламентированы «Противопожарными нормами проектирования предприятий, зданий и сооружений нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности. ВНТП-28—79 Миннефтехимпром СССР».

Используемый при проектировании современных НПЗ и НХЗ секционно-блочный метод компоновки генерального плана, предусматривает объединение в блоки установок, на которых осуществляются одноименные процессы.

Так, на двух НПЗ, строительство которых было начато в 1960—65 г. г., все установки первичной перегонки расположены в одну линию вдоль продольной оси и занимают группу кварталов, разместившихся в непосредственной близости от ограды – предприятия. Следующую линию кварталов занимают установки каталитического риформинга, также размещенные в соседних кварталах вдоль продольной оси. Далее располагаются установки гидроочистки, производства масел, серы. На другом предприятии, генплан’ которого приведен на рис. 6.4, в одну линию вдоль продольной оси размещены две комбинированные установки по переработке нефти типа ЛК-6у; в следующей линии расположены установки вторичной переработки, автоматическая станция приготовления товарной продукции, узлы оборотного водоснабжения и другие объекты производственной зоны. В восточной части завода к этой зоне примыкают подсобная и складская зоны, в которых находятся ремонтно-механический цех, база оборудования дирекции. Третью и четвертую линии составляют товарные и сырьевые парки.

1-комбинированные установки по переработке нефти; 2-установки вторичной переработки 3-товарные парки; 4 – парки нефти; 5-узлы оборотного водоснабжения; 6-автоматические станции смешения; 7 — ремонтно-механическая база; в — база оборудования; 9-факелмые свечи; 10- факельное хозяйство; 11-железнодорожные наливные эстакады; 12 – товарные насосные; 13 — топливное хозяйство; 14 — реагентное хозяйство; 15 – воздушные компрессорные; 16 — заводоуправление.

По территории НПЗ и НХЗ прокладывается значительное число технологических трубопроводов и инженерных сетей (линий электропередачи, сетей водопровода и канализации, кабельных сетей автоматики и КИП). При разработке генерального плана должно быть обеспечено прохождение инженерных сетей по кратчайшему направлению и разделение их по назначению и способам прокладки.

Технологические трубопроводы и инженерные сети размещают в полосе, расположенной между внутризаводскими автодорогами и границами установок, а также в коридорах внутри кварталов.

Как уже указывалось, существуют различные способы прокладки коммуникаций: подземный, наземный в лотке, наземный на шпалах, эстакадный.

При прокладке трубопроводов на эстакадах в проекте необходимо предусматривать возможность размещения на конструкциях эстакад дополнительных трубопроводов, которые появятся при расширении предприятий и строительстве последующих очередей. В целях экономии территории магистральные эстакады наземных трубопроводов в производственной зоне проектируются многоярусными с учетом возможности их последующего использования.

При прокладке сетей на низких опорах трубопроводы объединяют в пучки шириной не более 15м. Если для ремонта трубопроводов используется кран, устанавливаемый на автомобильной дороге, то конкретная ширина пучка трубопроводов определяется длиной стрелы крана. В тех случаях, когда сети на низких опорах расположены вне зоны доступности крана, движущегося по автодороге, для движения автокранов и пожарных машин предусматривается свободная, полоса шириной в 4,5 м вдоль пучка трубопроводов. Для пересечения технологических трубопроводов, размещенных на низких опорах, с внутризаводскими автодорогами проектируются специальные железобетонные мосты. Ширина полосы, в которой размещены трубопроводы на низких опорах, должна обеспечивать возможность прокладки дополнительных трубопроводов при расширении завода.

Для прокладки электрических кабелей от источников питания (ТЭЦ, главной понизительной подстанции) до потребителей проектируются самостоятельные кабельные эстакады с проходными мостиками обслуживания. Кабельные эстакады размещают вдоль дорог со стороны, противоположной стороне прокладки эстакад технологических трубопроводов. При пересечении электрокабельных эстакад с наземными трубопроводами нефти и нефтепродуктов электрокабельные эстакады размещают ниже технологических трубопроводов и предусматривают в местах пересечения глухое огнестойкое покрытие, защищающее электрические кабели.

Совмещение кабельных эстакад с эстакадами технологических трубопроводов считается допустимым, если число кабелей не превышает 30.

Подземные сети и коммуникации укладываются по возможности в одну траншею с учетом сроков ввода в эксплуатацию каждой сети и нормативно установленных расстояний между трубопроводами.

Задачей вертикальной планировки территории предприятия является приведение рельефа площадки в соответствие с проектом с учетом высотного размещения зданий и сооружений.

Вертикальная планировка решает различные технологические и строительные задачи: обеспечение такого высотного расположения зданий и сооружений, при котором создаются наилучшие транспортные условия; создание условий для быстрого сбора и отвода атмосферных вод с площадки; организация рельефа и систем канализации, обеспечивающая быстрый отвод и сбор аварийно разлившихся нефтепродуктов в наиболее безопасные места, а также быстрое удаление воды, использовавшейся для пожаротушения. Применяются следующие системы вертикальной планировки: сплошная, выборочная, смешанная или зональная. При сплошной системе планировочные работы выполняются по всей территории предприятия, при выборочной предусматривается планировка только тех участков, где располагаются здания и сооружения.

При смешанной системе планировки часть территории завода – планируется выборочно а часть — по системе сплошной планировки.

Действующие нормативы предусматривают, что на предприятиях с плотностью застройки более 25%, а также при большой насыщенности промышленной площадки дорогами и инженерными сетями следует применять систему сплошной вертикальной планировки. Руководствуясь этим требованием, на современных НПЗ и НХЗ вместо распространенной прежде смешанной системы Применяют, как правило, сплошную вертикальную планировку. Ранее считалось, что наиболее экономичной является разработка вертикальной планировки с полным балансом выемок и насыпей по заводу. Опыт показал, что зачастую по условиям строительства работы по сооружению отдельных насыпей и выемок не совпадают; стремление сбалансировать объемы земляных работ в ряде случаев приводило к необоснованному увеличению высоты фундаментов под сооружения, ухудшению условий прокладки сетей.

Основными критериями рациональности вертикальной планировки в настоящее время считаются: обеспечение удобства технологических связей, улучшение условий строительства и заложения фундаментом.

При проведении вертикальной планировки необходимо предусматривать снятие (в насыпях и выемках), складирование и эффективное временное хранение плодородного слоя почвы, который затем, используется по усмотрению органов, предоставляющих в пользование земельные участки.

Принимают следующие уклоны поверхности площадки, завода: для глинистых грунтов: 0,003 — 0,05; Для песчаных грунтов: 0,03; Для легко размываемых грунтов: 0,01; Для вечномерзлых грунтов: 0,03.

Резервуарные парки и отдельно стоящие резервуары с легковоспламеняющимися и горючими жидкостями, сжиженными газами и ядовитыми веществами располагают, как правило, на более низких отметках по отношению к зданиям и сооружениям. В соответствии с требованиями противопожарных норм эти резервуары обносят земляными валами или несгораемыми стенами.

Проектируя вертикальную планировку площадки, необходимо обеспечить, чтобы уровень полов первого этажа зданий был не менее чем на 15 см, выше планировочной отметки примыкающих к зданию участков.

Для отвода поверхностных вод и аварийно разлившихся нефтепродуктов применяется смешанная система открытых ливнестоков (лотков, кюветов, водоотводных канав) и закрытой промливневой канализации. Закрытая канализация используется на участках повышенной пожарной опасности нефтеперерабатывающих заводов и на нефтехимических производствах. Поверхностные воды (дождевые и талые) с территории предприятий направляются в пруды-накопители.

При разработке проекта генерального плана промышленной площадки детально прорабатываются вопросы внешнего и внутреннего транспорта. Внешним транспортом НПЗ и НХЗ являются железные и автомобильные дороги, связывающие предприятия с путями сообщения общего пользования; к внутреннему транспорту относятся транспортные устройства, расположенные на территории завода.

Особенностью НПЗ и НХЗ является полное отсутствие внутризаводских железнодорожных перевозок. Железнодорожные пути используются только для отгрузки готовой продукции и приема реагентов, тары, а в отдельных случаях — сырья. Поэтому сеть железных дорог на территории предприятий по возможности концентрируют, группируя на генеральном плане объекты, которые обслуживаются железной дорогой.

Чтобы создать условия без перегрузочного выхода на общесоюзную сеть железных дорог, железнодорожные пути НПЗ и НХЗ проектируются с шириной колеи 1520 мм (нормальная колея). Проектирование внутреннего железнодорожного транспорта на НПЗ и НХЗ ведется на основании СНиП II-46—75 «Промышленный транспорт».

Внутризаводские автодороги в зависимости от назначения подразделяются – на магистральные, производственные, проезды и подъезды. Магистральные дороги обеспечивают проезд всех видов транспортных средств и объединяют в общую систему все внутризаводские дороги. Параметры магистральных автодорог (ширина проезжей части и обочин, конструкция покрытия, радиусы поворотов и т. п.) должны обеспечивать возможность проезда монтажных кранов и механизмов, подвоз крупногабаритных и тяжелых аппаратов и конструкций.

Производственные дороги служат для связи цехов, установок, складов и других объектов предприятия между собой и магистральными дорогами. По этим дорогам перевозятся грузы основного производства и строительные грузы. Проезды и подъезды обеспечивают перевозку вспомогательных и хозяйственных грузов, проезд пожарных машин.

Число полос движения, ширина проезжей части и обочин земляного полотна выбирается в соответствии с назначением дорог и грузонапряженностью. Наибольшая интенсивность движения, приходящаяся на одну полосу проезжей части внутризаводских дорог, не должна превышать 250 автомобилей в час. Как правило, дороги предусматриваются с одной общей проезжей частью.

Внутризаводские дороги проектируются, как правило, прямолинейными, схема дорог на заводе может быть кольцевой, тупиковой или смешанной.

Расстояние от внутризаводской автодороги или проезда до сооружений и зданий, в которых находятся производства категорий А, Б, В и Е должно быть не менее 5 м. В пределах обочины внутризаводских автодорог допускается прокладка сетей противопожарного водопровода, связи, сигнализации, наружного освещения и силовых электрокабелей.

На НПЗ и НХЗ сооружаются, как правило, дороги загородного профиля, их земляное полотно приподнято над прилегающей территорией и служит в районе товарно-сырьевой базы вторым обвалованием. Целесообразно, чтобы планировочные отметки проезжей части автодорог были не менее, чем на 0,3 м выше планировочных отметок прилегающей территории.

При выборе типа дорожных покрытий следует руководствоваться условиями периода строительства — применять надежные типы капитальных покрытий.

Задачей благоустройства промышленной площадки НПЗ и НХЗ является создание условий работы, уменьшающих влияние вредных веществ, придающих предприятию опрятный вид. К элементам благоустройства относятся тротуары, зеленые насаждения, архитектура малых форм.

Тротуары предусматриваются вдоль всех магистральных и производственных дорог независимо от интенсивности пешеходного движения. Вдоль проездов и подъездов тротуары нужно проектировать только в тех случаях, когда интенсивность движения превышает 100 человек в смену. Ширина тротуара зависит от интенсивности пешеходного движения. При интенсивности движения менее 100 человек в час в обоих направлениях ширину тротуара принимают равной 1 м: При большей интенсивности определяют число полос движения по тротуару из расчета 750 человек в смену на одну полосу движения и затем проектируют тротуар из нескольких полос шириной 75 см каждая.

Тротуар, размещенный рядом с автодорогой, должен быть отделен от нее разделительной полосой шириной 80 см.

Следует избегать пересечения путей массового прохода работающих с железной дорогой. В случае появления таких пересечений переходы в одном уровне необходимо оборудовать светофорами звуковой сигнализацией.

Зеленые насаждения на территории НПЗ и НХЗ состоят из деревьев, кустарников высотой 1,0—1,5 м, газонов и цветников. Деревья и кустарники высаживают только в районе бытовых помещений, столовых, здравпунктов, лабораторий, объектов административно-хозяйственного назначения и т. п. Следует учитывать, что при разрастании зеленых насаждений снижается возможность проветривания территории, поэтому между насаждениями нужно устраивать разрывы для проветривания.

Площадь участков, предназначенных для озеленения в пределах ограды предприятия, определяют из расчета не менее 3 м2 на одного работающего в наиболее многочисленной смене. Предельный размер участков, предназначенных для озеленения, не должен, однако, превышать 15% площадки предприятия.

Для озеленения территории НПЗ и НХЗ рекомендуется применять деревья и кустарники лиственных пород, устойчивых к вредным выделениям. Не следует использовать при озеленений деревья, выделяющие при цветении хлопья, волокнистые вещества и опушенные семена.

Расстояние от зданий и сооружений до зеленых насаждений должно быть не менее 5 м, если по условиям охраны предприятий не требуется большего расстояния от ограждения.

Для отдыха и гимнастических упражнении работающих на территорий НПЗ и НХЗ предусматриваются благоустроенные площадки, размер которых определяется из расчета не более 1 м2 на одного работающего в наиболее многочисленной смене.

Размещаемые в предзаводской зоне объекты административно-хозяйственного назначения, рекомендуется защищать от вредного влияния паров, газов, пыли полосой зеленых насаждений.

Задачей охраны НПЗ и НХЗ является предупреждение проникновения на территории предприятия посторонних лиц, контроль за въездом и выездом транспорта, ввозом и вывозом материалов, оборудования, продукции и т. п.

Территория НПЗ и НХЗ обносится оградой из несгораемых материалов. Для пропуска людей устраиваются контрольно-пропускные пункты, а для проезда железнодорожного и автомобильного транспорта – проездные пункты, оборудованные механически открывающимися воротам с дистанционным управлением. У проездных пунктов устанавливаются постовые будки.

Между ограждением и внутризаводскими. объектами (установками, зданиями и сооружениями, обвалованиями резервуарных парков) должна быть предусмотрена свободная территория, обеспечивающая возможность свободного проезда пожарных автомобилей и создания охранной зоны; ширина этой зоны должна быть не менее 10 м.

Надежность охраны предприятия обеспечивается охранным освещением, предназначенным для того, чтобы создать необходимую освещенность подступов к заводу. Одновременно с устройством ограждения по периметру НПЗ и НХЗ необходимо предусматривать охранную сигнализацию. Применением охранной сигнализации обеспечивается постоянный автоматический контроль за охраняемыми объектами, подача сигналов тревоги в пункт охраны с указанием мест нарушения.

Одновременно с генеральным планом составляется титульный список объектов НПЗ и НХЗ. В титульном списке перечислены все здания и сооружения предприятия, внутриплощадочные и внепло-1цадочные сети, указаны кварталы, в которых размещаются установки и цеха, объекты общезаводского хозяйства. Если строительство завода ведется очередями, то целесообразно указывать, к какой очереди строительства относится объект. Для удобства пользования генеральным планом и титульным списком всем объектам завода, в Том числе и сетям, рекомендуется присваивать числовые обозначения. Желательно, чтобы индексация объектов отражала принадлежность данного объекта к той или иной группе (установкам, общезаводскому хозяйству). Титульный список составляется в начальный период проектирования завода и затем корректируется при разработке проектов расширения и реконструкции предприятия.

1. Рудин М. Г., Смирнов Г. Ф. Проектирование нефтеперерабатывающих и нефтехимических заводов. –Л.: Химия, 1984.

Http://www. ronl. ru/otchety-po-praktike/stroitelstvo/264390/

Я проходил производственную практику в компании ООО «Томскнефтепереработка»

Предприятие мощностью 600 тысяч тонн в год по сырью находится в с. Семилужки Томской.

Закрепление теоретических знаний, полученных мной в процессе обучения;

Приобретение необходимых знаний и навыков практической работы по специальности «Нефтегазовое дело» в области эксплуатации и обслуживания объектов транспорта и хранения нефти и газа;

Ознакомиться со спецификой работы специалистов трубопроводного транспорта нефти и газа, а именно по профессии Оператор-товарный;

Ознакомиться с содержанием, организацией и методикой проведения работ по обслуживанию объектов нефтегазового комплекса;

Применить теоретические знания и навыки, полученные в ходе обучения.

ООО «Томскнефтепереработка» – первый на юге Томской области нефтеперерабатывающий завод, один из основных поставщиков нефтепродуктов в Западно – Сибирском регионе.

– 2012 г. Мощность завода ООО «Томскнефтепереработка» по переработке нефти составляет 600 000 тонн в год.

– 2011 г. Мощность завода ООО «Томскнефтепереработка» по переработке нефти составляет 400 000 тонн в год.

– 2011 г. Этап II Проводится дальнейшее техническое перевооружение I и II этапа. Ввод в эксплуатацию в августе 2011 года. Мощность возросла до 400 000 тонн нефти в год.

I этап модернизации завода по увеличению мощностей до 240 000 тонн в год, был достигнут в 2010 года.

– Построен приемно-сдаточный пункт с системой измерения количества и показателей качества нефти с точкой подключения к магистральному нефтепроводу ОАО АК «Транснефть».

– Создано предприятие ООО «Томскнефтепереработка» для реализации проекта строительства НПЗ малой мощностью до 200 000 тон в год, с дальнейшей переработкой нефти и реализации продукции.

– Руководством компании было принято решение о приобретении месторождения в Западно-Сибирском Федеральном округе. Проведенные маркетинговые исследования позволили сделать окончательный вывод о целесообразности строительства нефтеперерабатывающего завода в Томской области.

МНПЗ предназначен для переработки сборной Западно-Сибирской нефти по топливному варианту путем разгонки на фракции, являющиеся товарной продукцией. Разгонка сырья производится на установках УПН-100.

Сырье на предприятие поступает по трубопроводу через узел учета нефти от магистрального трубопровода.

Хранение сырья и готовой продукции производится на складе в резервуарах общей емкостью 7000 м 3 .

– электроэнергией – от проектируемой подстанции, оснащенной двумя трансформаторами мощностью 10/04 кВ каждый.

Резервное электроснабжение осуществляется от проектируемой дизельной электростанции с установкой одного дизельного генератора мощностью 565 кВт. Для аварийной остановки предусмотрена система бесперебойного питания от аккумуляторных батарей.

А) паром с Р=0,5 МПа от проектируемой блочно-модульной котельной, оснащенной двумя паровыми котлами ДСЕ-2,5-14Лж;

Б) теплофикационной водой с t =130 ÷ 70 о С от проектируемой блочно-модульной котельной;

В) горячей водой с t = 65 о С от – проектируемой блочно-модульной котельной.

Топливом – затемненным продуктом и углеводородными газами собственного производства, на период пуска – привозным жидким топливом;

– водой – на хоз-бытовые, лабораторные, питьевые и технологические нужды от собственной артезианской скважины;

– хоз-бытовые, ливневые стоки – на очистку в проектируемые очистные сооружения;

– технологические стоки с установок ЭЛОУ – на проектируемые очистные сооружения;

– химзагрязненные стоки от лаборатории, смыва отбортованных площадок – на проектируемые очистные сооружения;

– стоки от промывки резервуаров в период ремонта с содержанием нефтепродуктов 1000 мг/л – на проектируемые очистные сооружения;

– загрязненные стоки от промывки резервуаров моющими растворами вывозятся с предприятия организацией, производящей промывку, для повторного использования и регенерации моющих растворов;

– стоки от очистных сооружений с ПДК, установленными для рыбохозяйственных водоемов, отводятся в р. Ручей

В качестве сырья используется легкая низкосернистая нефть (содержание серы – 0,5%), что позволяет достигать высокого качества производимой продукции. В настоящее время завод ООО «Томскнефтепереработка» выпускает следующие виды продукции:

С вводом в эксплуатацию Вторичных процессов переработки нефти в 2015 году номенклатура выпускаемой продукции будет соответствовать техническому регламенту, утвержденному Постановлением Правительства №118 от 27.02.2008 «О требованиях к автомобильному и авиационному бензину, дизельному и судовому топливу, топливу для реактивных двигателей и топочному мазуту»

Миссией ООО «Томскнефтепереработка» является внутреннее развитие, расширение производственной базы и увеличение мощности завода с применением инновационных идей и технологий.

Стратегия предприятия – увеличение глубины переработки и мощности, а также улучшение качества продукции и безопасности производства. Детально проработанная стратегия развития компании предполагает, что к концу 2015 года ООО «Томскнефтепереработка» должно пройти сложный и довольно интенсивный путь от нефтеперерабатывающего завода с малыми мощностями и ресурсами до предприятия с внедренными глубокими процессами вторичной переработки нефти. При этом все процессы будут обеспечивать полное выполнение требований Правительства Российской Федерации к предприятиям, специализирующимся на нефтепереработке, по глубине и стандартам качества.

Цель – укрепление позиций на региональном рынке Томской области и близлежащих регионов, за счет расширения общей производительности мощностей переработки, а также развитие экспортного направления и вывод продукции на внешние рынки.

Http://studfiles. net/preview/4241610/

Открытое акционерное общество «Мозырский нефтеперерабатывающий завод» специализируется на производстве продуктов переработки нефти (дизельного топлива, реактивного топлива, котельного топлива, мазутов, печного бытового топлива, бензинов автомобильных, вакуумного газойля и т. п.), а также серы технической газовой, битумов различного назначения, газов углеводородных сжиженных.

Основные технологические процессы переработки нефти и сырьевых компонентов нефтяного (газового) происхождения

Сырая нефть по нефтепроводу "Дружба", а сырьевые компоненты по железной дороге, доставляются в резервуарные парки товарно-сырьевой базы завода без разделения на собственные и давальческие ресурсы и без привязки их к конкретным месторождениям.

Сырая нефть в смеси с сырьевыми компонентами (до 15%) из резервуаров товарно-сырьевой базы направляется на установку первичной переработки нефти (секция 100 (ЭЛОУ-АТ) комплекса ЛК-6У№ 2).

На установке первичной переработки нефти (ЭЛОУ-АТ) из нефти и сырьевых компонентов углеводородного происхождения выделяются прямогонные фракции нефтяных углеводородов:

– прямогонный бензин (фракция при T = 62-180°С) – сырье блоков предварительной гидроочистки установок каталитического риформинга (секции 200 комплексов ЛК-6У № 1,2), также может быть использован как:

– прямогонный мазут (фракция при T > 360 °С) используется как сырье в процессах вакуумной перегонки и как базовый компонент нефтяного топлива – мазута марки М-100;

– прямогонное дизельное топливо (фракция при T = 180-360°С) – используется в качестве сырья установки гидроочистки дизельного топлива (секция 300/1 комплекса ЛК-6У № 2);

– прямогонный керосин (фракция при T = 140-230°С) – используется в качестве сырья секции 300/2 (гидроочистка керосина) комплекса ЛК-6У № 2для получения базового компонента топлива для реактивных двигателей марки РТ, может использоваться в качестве компонента для приготовления дизельного топлива;

– прямогонная керосиновая фракция при T = 180-230 °С – используется в качестве сырья секции 300/2 ЛК-6У № 2 при получении осветительного керосина, также может использоваться в качестве компонента дизельного топлива;

– нестабильная головка (фракция Н. К. при T = 62 °С – сырье газофракционирующей установки (секция 400 комплекса ЛК-6У № 2)).

– каталитическая гидродепарофинизация на установке лёгкого гидрокрекинга;

На заводе функционируют следующие вспомогательные объекты и подразделения:

Режим работы основных технологических производств и взаимодействующих с ними вспомогательных объектов – круглосуточный.

Отдельные стадии технологического процесса выполняются технологическими секциями и установками. Ниже приводится краткая характеристика технологических секций и блоков, а также установленного электроборудования.

Секция С-100 установки ЛК-6У №2 осуществляется первичная переработка нефти, заключающаяся в обессоливании и обезвоживании (блок ЭЛОУ) с последующим проведением первичной неглубокой перегонки с получением прямогонных бензиновых, керосиновых, дизельных фракций и мазута (блок атмосферной перегонки АТ). В состав секции входят:

– электрообессоливающая установка, включающая блоки электродегидраторов, теплообменников и реагентного хозяйства;

– установка атмосферной перегонки нефти, включающая блоки колонн, печей с котлами утилизаторами, теплообменного и холодильного конденсационного оборудования и технологические насосы.

Секция С-200 установки ЛК-6у №2 (каталитический риформинг) – включает следующие блоки:

– блок предварительной гидроочистки сырья, где происходит гидрогенизационная (под давлением водорода) обработка сырья риформинга прямогонной бензиновой фракции для очистки серы, азота и других примесей;

– реакторный блок риформинга, предназначенный для каталитического превращения углеводородов сырья в высокооктановые продукты;

– блок стабилизации, предназначенный для разделения ректификацией продуктов риформинга на стабильный катализат, сжиженный газ (нестабильная головка) и сухой газ (газ стабилизации);

– блок непрерывной регенерации катализатора, предназначенный для регенерации движущего катализатора CR 201.

Секция С-300 установки ЛК-6у №2установка гидроочистки топлива (секция С-300/1,2) находится в составе комплекса ЛК-6У №2. Секция С-300/1 выполняет гидроочистку дизельного топлива, секция С-300/2 – гидроочисткe реактивного топлива.

В процессе гидроочистки из фракций удаляются соединения серы, азота, кислорода. Одновременно гидрируются диеновые, олефиновые и частично полициклические углеводороды, содержащиеся в виде металлоорганических соединений.

Процесс гидроочистки основывается на реакциях гидрогенизации, в результате которых органические соединения серы, кислорода и азота превращаются в присутствии водорода и катализатора в углеводы с выделением сероводорода, воды и аммиака. Олефины превращаются в более стабильные углеводороды парафинового или нафтенового рядов в зависимости от природы олефинов в исходном сырье.

В состав секции С-300 входят: реакторный блок, блок стабилизации дизельной фракции, блок очистки газа.

Секция С-400 установки ЛК6у№2 (газофракционирующая установка, входит

Http://vunivere. ru/work98847

Целью учебной практики является ознакомление студентов с организа­цией нефтегазового производства, задачами, функционированием и техниче­ским оснащением машиностроительных заводов отрасли, нефтяных и газовых промыслов; изучение организаци­онной структуры производственного объекта по профилю специальности на­правления, его техническим оснащением, спецификой выполняемых работ, технологическими процессами, входящими в производственный цикл; полу­чение практических навыков работы на металлорежущих станках, по сварке, по разборке и сборке оборудования. Прохождение практики способствует лучшему усвоению общеинженерных и специальных дисцип­лин.

– ознакомиться с монтажом и демонтажем бурового и нефтепромысло­вого оборудования;

Учебная практика начинается с организационного собрания со студентами на предприятии. Как правило, в программе выступления сотрудников предприятия затрагиваются вопросы:

– краткая история возникновения предприятия, его становления, текущая и перспективная деятельность;

– организационная структура предприятия, современное состояние, экономические показатели деятельности, произ­водственные задачи;

Способы бурения скважин. Организация труда, состав бригады, обя­занности членов бригады. Бурильный инструмент. Основные этапы работ при бурении: разрушение горной породы, спуско-подьемные операции, свин­чивание – развинчивание труб. Спуск обсадной колонны и цементирование. Охрана труда, окружающей среды и недр.

Буровая установка: назначение и состав оборудования. Оборудование для СПО: вышка, талевая система, лебедка. Скважинное оборудование: бу­рильные и обсадные трубы, забойные двигатели, буровые долота. Ротор и вертлюг: назначение и устройство. Ключи для свинчивания труб, комплекс механизмов АСП. Оборудование для приготовления и очистки промывочной жидкости. Буровые насосы: тип, устройство, принцип работы. Силовой при­вод буровой установки. Основание буровой установки. Обслуживание буро­вого оборудования: профилактика, смазка и т. д.

Организационная структура предприятия (НГДУ, ЦДНГ). Способы до­бычи нефти. Скважинные насосные установки: штанговые, электроцентро­бежные, электровинтовые и др. Методы интенсификации добычи: закачка воды в пласт, тепловые методы воздействия, соляно-кислотная обработка, гидроразрыв пласта и др.

Объекты по сбору, подготовке и транспортировке нефти, газа и воды. Освоение скважин. Подземный и капитальный ремонт скважин.

Организационная структура цехов, их техническая оснащенность, ха­рактер и объем выполняемых работ. Методы восстановления работоспособ­ности оборудования. Организация работ по ремонту: разборка, мойка, отбра­ковка, восстановление, сборка, обкатка и т. д.

Методы монтажа. Конструкции крупноблочных оснований и методы их транспортирования. Конструкция подъемника Кершенбаума. Оборудование, применяемое при перемещении буровых установок.

Монтаж устьевого оборудования эксплуатационных и нагнетательных скважин. Монтаж оборудования скважинных насосных установок: штанго­вых, электроцентробежных, электровинтовых. Монтаж агрегатов для под­земного и капитального ремонта скважин.

Http://pdnr. ru/b6346.html

Отчет по производственной практике, на примере ОАО Белкамнефть – Отчет. doc

Сдавался в ИжГТУ, кафедра Антикризисный менеджмент, анализируемый период отчетности предприятия за 2011-2013 годы

1. Характеристика предприятия и анализ экономических показателей его деятельности

1.3 Организационная структура управления и основные функции подразделений нефтегазодобывающего предприятия

Прохождение производственной практики производилось в нефтяной компании ОАО «Белкамнефть», которое является дочерним предприятием «Русснефть». Сегодня «РуссНефть» входит в десятку крупнейших нефтяных компаний страны.

Целью производственной практики является закрепление и углубление теоретических знаний, приобретение опыта самостоятельной работы, получение навыков в проведении научно-исследовательской и практической работы по избранной специальности.

Задачами производственной практики для реализации поставленных целей являются:

– развитие навыков проведения самостоятельных исследований и анализа практических материалов;

– усвоение терминологии, методов анализа и управления, используемых на предприятии;

– приобретение опыта работы в трудовых коллективах при решении производственно-экономических вопросов, планировании работы на предприятии;

– закрепление навыков работы с квартальными и годовыми отчетами, производственно-финансовыми и перспективными планами, оценке уровня организации производства, труда и управления.

Предприятие уверенно демонстрирует грамотное управление технологиями, которое позволяет внедрять новые подходы к работе и помогает избавиться от привычных стереотипов мышления.

– геологическое изучение недр, включая поиски и оценку месторождений полезных ископаемых;

– разведка, добыча, транспортировка, хранение, переработка и реализация полезных ископаемых, в том числе нефти, газа и нефтепродуктов, и ведение связанных с этим работ;

– выполнение проектных, изыскательских, научно-исследовательских и опытно-конструкторских работ;

– предоставление в аренду каналов связи, предоставление услуг телематических служб, предоставление услуг передачи данных;

– выполнение строительно-монтажных работ, в том числе выполнение функций заказчика;

– другие виды деятельности, не запрещенные законодательством Российской Федерации.

2. Применение инновационных технологий, направленных на сокращение издержек и повышение отдачи производственных фондов. В условиях отсутствия новых продуктивных нефтяных месторождений, стабилизация добычи нефти на разрабатываемых месторождениях ОАО «Белкамнефть» становится важнейшей задачей;

3. Реализация программ по экологической и промышленной безопасности, а также охране труда;

4. Приоритетными направлениями деятельности ОАО «Белкамнефть» в области промышленной и экологической безопасности, охраны труда являются: безопасность производства; снижение негативного воздействия на окружающую среду на территории производственно-хозяйственной деятельности предприятия и рациональное природопользование; сохранение жизни и здоровья работников. Работа в области промышленной безопасности, охраны окружающей среды и охраны труда в Обществе осуществляется согласно «Системе управления охраной окружающей среды и охраной труда в ОАО «Белкамнефть», соответствующей требованиям российского законодательства и сертифицированной на соответствие требованиям международных стандартов ISO 14001:2004 и OHSAS 18001:2007.

5. Развитие и совершенствование информационных технологий, используемых обществом. В области информационных технологий приоритетными направлениями деятельности общества являются сопровождение и совершенствование: корпоративной информационной системы SAP R/3; программного комплекса OilInfoSystem; корпоративной системы связи.

Указанная деятельность предприятия обеспечивается как управленческими, так и производственными подразделениями, входящими в состав предприятия. Под организационной структурой, сформированной в результате проектирования, необходимо понимать упорядоченную совокупность взаимосвязанных подразделений, обособившихся в процессе разделения труда.

1.3 Организационная структура управления и основные функции подразделений нефтегазодобывающего предприятия

Организационная структура управления – это целостная система, специально разработанная таким образом, чтобы работающие в её рамках люди могли наиболее эффективно добиться поставленной цели.

Организационная структура предприятия представлена на рисунке 1.

Создана единая линия руководства и прямой путь активного воздействия на подчиненных. Это уменьшает возможность противоречий, укрепляет личную ответственность. Недостатком данной структуры является то, что руководитель не может быть универсальным специалистом и охватывать все стороны деятельности предприятия. Для этого на предприятии созданы специальные отделы.

Во главе предприятия стоит генеральный директор, имеющий 5 заместителей: главный геолог по геологии и разработке, главный бухгалтер, заместитель генерального директора по производству, главный геолог по кап. строительству, директора по экономике и финансам.

Непосредственно генеральному директору подчиняются: юридическое управление и управление материально-технического снабжения.

Структура главного геолога по геологии и разработке включает в себя управление геологии и разработки.

Структура директора по производству включает в себя 4 службы: управление добычи и подготовки нефти, НГДУ №1, НГДУ №2, производственно – диспетчерское управление.

Главный геолог по капитальному строительству руководит деятельностью управления капитального строительства, управление энергообеспечения, отдел главного механика, управление технического развития.

Http://wudger. ru/cg/antikrizisnoe-upravlenie/otchet-po-proizvodstvennoj-praktike-na-primere-oao-belkamneft. htm

Добавить комментарий