Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования «Астраханский государственный технический университет» Рабочий график (план) проведения практики (2022/2023учебный год) Шифр 21.03.01 Направление Нефтегазовое дело_________________________________________________ Профиль «Эксплуатация и обслуживание объектов добычи нефти» Курс 4 Место прохождения практики _ ООО "Газпром Трансгаз Ставрополь” _________________ Руководитель практики от Университета _доцент Нурмакова Жанна Ибрагимовна_______ Вид практики: производственная________________________________________________ Тип практики: преддипломная практика________________________________________ Срок прохождения практики: с ____2023 г.__ по _____2023 г.__ Дата (сроки) 11.05.2023 Планируемые формы работы (раздел практик) Вводный инструктаж по технике безопасности. 12.05.2023 19.05.2023 Ознакомление с основными видами деятельности организации и его организационной структурой. Рассмотрение требований нормативной и технической документации. 20.05.2023 26.05.2023 Анализ задания на практику. Проведение исследований в соответствии с утвержденным планом; поиск информации по индивидуальному заданию. 27.05.2023 3.06.2023 Учебный этап, сбор, обработка фактического и литературного материала, наблюдение, самостоятельные виды работ. 6.06.2023 Формирование отчета по практике. Защита отчета по практике на кафедре. Руководитель практики от Университета (должность, ученое звание) Доцент _ Нурмакова Жанна Ибрагимовна ____________________________________ дата, ФИО подпись Согласовано: Руководитель от Профильной организации _________________________________________________________________________ Должность ФИО подпись м.п. 1 Федеральное агентство по рыболовству Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования «Астраханский государственный технический университет» Система менеджмента качества в области образования, воспитания, науки и инноваций сертифицирована ООО «ДКС РУС» по международному стандарту ISO 9001:2015 414056, Астраханская область, г.о. город Астрахань, г. Астрахань, ул. Татищева, стр. 16/1 тел. (8512) 614260; факс 614366; е-mail: [email protected]; http://www.astu.org ОГРН 1023000861916 ИНН 3016018094/КПП 301901001 ИНДИВИДУАЛЬНЫЙ ПЛАН/ЗАДАНИЕ Преддипломной практики Вид практики: производственная_______________________________________________ Тип практики: _преддипломная_________________________________________________________ ( название в соответствии с учебным планом) Обучающийся _Вальков Владимир Димитриевич гр. ДННБ-42 ______________________ (ФИО полностью, группа) Направление 21.03.01. «Нефтегазовое дело»______________________________________ Профиль _«Эксплуатация и обслуживание объектов добычи нефти»_________________ Место проведения практики_ ООО "Газпром Трансгаз Ставрополь” __________________ Неделя В соответствии с учебным планом 1 этап: инструктаж по технике безопасности; ознакомление с основными видами деятельности организации и его организационной структурой; проведение исследований в соответствии с утвержденным планом; поиск информации по индивидуальному заданию, сбор эмпирических данных, необходимых для решения поставленных задач. Сем-р 1 В соответствии с учебным планом Раздел практики Коды комп-ий № п/п УК-1; УК-2; УК-4; ПК-6; ПК-5 Объем и краткое содержание (виды работ) практики: Формы текущего контроля успеваемости Регистрация в журнале по технике безопасности, собеседование 2 2 этап: обработка и анализ полученной информации, подготовка отчета по практике, мероприятия по сбору, обработке и систематизации фактического и литературного материала, наблюдения, описания и идентификации , сравнение полученных результатов исследований с литературными данными, обоснование полученных выводов. Подготовка отчета, в которой должны быть отражены результаты аналитической и исследовательской работ. 3 Заключительный этап: Защита отчета по практике на кафедре УК-1; УК-2; УК-4; ПК-6; ПК5 2 УК1; УК4 Форма отчетности по практике Материал по результатам исследований Отчет по результатам практики Зачет с оценкой Руководитель практики от Университета доцент Нурмакова Жанна Ибрагимовна _______ (Должность, фамилия, имя, отчество, подпись, дата) Задание получил: __________________________________________________________ (Фамилия, имя, отчество, подпись, дата) Руководитель от Профильной организации _____________________________________ (Должность, фамилия, имя, отчество, подпись, дата, М.П.) 3 Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования «Астраханский государственный технический университет» Система менеджмента качества в области образования, воспитания, науки и инноваций сертифицирована ООО «ДКС РУС» по международному стандарту ISO 9001:2015 414056, Астраханская область, г.о. город Астрахань, г. Астрахань, ул. Татищева, стр. 16/1 тел. (8512) 614260; факс 614366; е-mail: [email protected]; http://www.astu.org ОГРН 1023000861916 ИНН 3016018094/КПП 301901001 Институт Нефти и газа Направление подготовки 21.03.01 Нефтегазовое дело Профиль «Эксплуатация и обслуживание объектов добычи нефти» Кафедра «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» ОТЧЕТ ПО ПРЕДДИПЛОМНОЙ ПРАКТИКЕ Вид практики: Производственная практика Место прохождения практики: _ООО "Газпром Трансгаз Ставрополь” Отчет выполнил (а): обучающийся группы_ДНННБ-42 _Вальков Владимир Дмитиевич____ФИО Руководитель практики от Профильной организации Руководитель практики от Университета Доцент_________________ должность _________________________ФИО «____» _________ 2023 г. М.П. Результаты защиты отчета Нурмакова Ж.И._______________ФИО Оценка полученная на защите «________________» Члены комиссии: _________________(_________________) подпись Ф.И.О. _________________(_________________) подпись Ф.И.О. «____» _________ 2023 г. 4 г. Астрахань 2023 г. Федеральное агентство по рыболовству Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования «Астраханский государственный технический университет» Система менеджмента качества в области образования, воспитания, науки и инноваций сертифицирована ООО «ДКС РУС» по международному стандарту ISO 9001:2015 414056, Астраханская область, г.о. город Астрахань, г. Астрахань, ул. Татищева, стр. 16/1 тел. (8512) 614260; факс 614366; е-mail: [email protected]; http://www.astu.org ОГРН 1023000861916 ИНН 3016018094/КПП 301901001 Институт Нефти и газа Кафедра «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» Дневник по преддипломной практике Вид практики: производственная____________________________________________ Обучающийся_Вальков Владимир Дмитриевич гр. ДНННБ-42 ____________________ (ФИО полностью, группа) Направление подготовки 21.03.01 Нефтегазовое дело Профиль подготовки _«Эксплуатация и обслуживание объектов добычи нефти» Место проведения практики _ ООО "Газпром Трансгаз Ставрополь” _______________ Дата Наименование и ход работ Краткое описание работы 11.05.2023 Прибытие на предприятие 11.05.2023 Прохождение инструктажей 12.05.2023 Изучение технологическо го регламента Прибыл на предприятие ЛПУМГ для прохождения преддипломной практики Прошел инструктаж по пожарной безопасности и охраны труда и окружающей среды Изучил технологический регламент предприятия для ознакомления с характером работ Оценка, замечания и предложения руководителя практики от университета (предприятия) 5 15.05.2023 Изучение оборудования 16.05.2023 Изучение крановых узлов магистральных газопроводов 17.05.2023 5.06.2023 Выполнение ППР 6.06.2023 Сбор данных 7.06.2023 Исправление недочетов Посетил цех и ознакомился с оборудованием Выезд на объект для ознакомления с установкой крановых узлов магистральных газопроводов Выполнил плановые производственные работы, согласно текущим требованиям эксплуатации и времени года Сбор всех знаний и умений, полученных во время практики для составления отчета Анализ отчета по практике и устранение недочетов Ответственное лицо от Руководитель практики от Университета Профильной организации Доцент____________________должность __________________________ФИО «____» _________ 2023 г. М.П. Нурмакова Ж.И._____________ФИО Обучающийся__Вальков Владимир Дмитриевич___________________________________ дата, подпись 6 ФГБОУ ВО «Астраханский государственный технический университет» Наименование организации (предприятия) проведения практической подготовки/практики (база ПП)) Направление на практику Согласно договору №______________________ от «_________» _____________ 20___г. к Вам для прохождения преддипломной практики в период с «_11_» __05___2023 г. по «_7_» __06________ 2023 г. направляется студент _4__ курса, Института Нефти и газа, Направление подготовки 21.03.01 «Нефтегазовое дело» Вальков Владимир Дмитриевич. Руководитель практики от Университета ______Доцент___________________________ (должность) ______________________________________________________________ Ж.И. Нурмакова (подпись, дата, ФИО) Директор института ____________________________________________Н.Н. Летичевская (подпись, дата, ФИО) СПРАВКА Выбыл из университета «___»___________ 2023 г. Директор института Прибыл на базу ПП «___»___________ 2023 г. _______________Н.Н. Летичевская Предприятие____________________ (подпись) (подпись, ФИО) МП МП Выбыл с базы ПП «___»___________ 2023 г. Предприятие_____________________ Прибыл в университет «___»___________ 2023 г. Директор института ________________________ _____________________Н.Н. Летичевская (подпись, ФИО) (подпись) МП 7 Отзыв о прохождении практики (заполняется руководителем практики от организации) Обучающийся ФГБОУ ВО «Астраханский государственный технический университет» ФИО_Вальков Владимир Дмитриевич ___________________________________________ Курс и группа_4 курс гр. ДНННБ-4______________________________________________ Институт: Институт нефти и газа Кафедра: «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» Направление подготовки 21.03.01 Нефтегазовое дело. Профиль подготовки Эксплуатация и обслуживание объектов добычи нефти. Тип практики: преддипломная___________________________________________________ Способ прохождения практики: выездной/стационарный Период прохождения практики с «___»___05_____2023 г. по «___»__06_____2023 г. Наименование организации_ ООО "Газпром Трансгаз Ставрополь” ______________________ а) активность, дисциплина, помощь производству и т.п. За время прохождения производственной практики студент Вальков Владимир Дмитриевич ознакомился со структурой предприятия, с основами эксплуатации крановых узлов магистральных газопроводов. В профессиональной деятельности практикант проявил себя компетентным и исполнительным специалистом, аккуратно и ответственно относящимся к выполнению порученных заданий. Грамотно применяет на практике полученные в процессе обучения теоретические знания, внимательно подходит к работе, владеет всеми необходимыми навыками работы с оборудованием. Во взаимоотношениях с другими сотрудниками проявлял коммуникабельность, в конфликтных ситуациях замечен не был. б) краткая аннотация отчета по практике, представленного обучающимся В отчете полностью раскрыты цели и задачи предприятия Астраханское ЛПУМГ ООО "Газпром Трансгаз Ставрополь”, обозначены технологические аспекты производственных работ. Отчет заслуживает оценки____________________________________________________ (отлично, хорошо, удовлетворительно, неудовлетворительно) в) прочие замечания руководителя от предприятия Ответственное лицо от Профильной организации Подпись___________________ ФИО_________________________ Дата «___»___________2023__г. М.П. 8 Введение ......................................................................................................................................................................... 10 1 Общие сведения о предприятии .............................................................................................................................. 11 1.1 Общая характеристика предприятия ............................................................................................................. 11 1.2 Историческая справка предприятия .............................................................................................................. 12 1.3 Структура предприятия, организация и управление предприятием ....................................................... 16 2 Технологическая часть ............................................................................................................................................. 19 2.1 Назначение и классификация магистральных газопроводов .................................................................... 19 2.2 Способы прокладки газопровода ..................................................................................................................... 21 2.3 Эксплуатация крановых узлов ........................................................................................................................ 22 2.4 Выбор технических средств и технологий, для снижения вредного воздействия на окружающую среду.. .......................................................................................................................................................................... 24 2.4.1 Воздействия на окружающую среду ......................................................................................................... 25 3 Техническая часть ..................................................................................................................................................... 27 3.1 Крановый узел ..................................................................................................................................................... 27 3.2 Запорная арматура ............................................................................................................................................. 28 4 Безопасность технологических процессов ............................................................................................................ 30 ЗАКЛЮЧЕНИЕ ............................................................................................................................................................ 34 Список литературы ...................................................................................................................................................... 35 9 Введение На сегодняшний день газовая отрасль является одной из самых развитых и перспективных областей Топливно - Энергетического комплекса (ТЭК). Газ является естественным, безопасным и более дешевым сырьем, чем нефть и уголь. По сравнению с углем, газ эффективнее в несколько раз и не требует столь трудоемкой добычи, как уголь. На международном рынке последние десятилетия существует такая валюта, как нефтедоллар, - многие страны мира экспортируют нефть за рубеж, и цена на нефть во многом определяет валовый продукт государства. Но нефть дороже газа, труднее в эксплуатации и известны десятки случаев выброса нефти в океан, что ведет к катастрофическим последствиям. При эксплуатации природного газа, проблема выброса его в океан исключается, так как газ улетучивается, но это не исключает возможность взрывов, которые постоянно происходят и в быту, и на угольных шахтах. Несмотря на это, газ более безопасный, эффективный и дешевый, чем нефть. 10 1 Общие сведения о предприятии 1.1 Общая характеристика предприятия В сферу деятельности ООО «Газпром трансгаз Ставрополь» входят организация надежной и бесперебойной транспортировки газа, обеспечение природным газом потребителей юга Российской Федерации, а также транзит газа за пределы государства. Линейная часть магистральных газопроводов, обслуживаемых предприятием, проходит через территорию десяти субъектов РФ: Ставропольский и Краснодарский края, Ростовскую, Астраханскую и Волгоградскую области, республики Северная Осетия-Алания, Ингушетия, Калмыкия, Кабардино-Балкария, Карачаево-Черкесия. Рис 1. - Строительство магистрального газопровода КС «Изобильный» — Невинномысск Ежегодные объемы транспортировки газа составляют около 60 млрд кубометров. Протяженность магистральных газопроводов превышает 8 000 км. В Обществе эксплуатируются 12 компрессорных станций, 19 цехов и 11 типов газоперекачивающих агрегатов (ГПА), более 300 газораспределительных станций. 11 Вспомогательная деятельность ООО «Газпром трансгаз Ставрополь» связана с развитием систем газоснабжения, производством полиэтиленовых армированных (металлопластовых) труб и шлангов, а также строительством и ремонтом объектов транспорта газа. На предприятии проводится экологическая оценка производственной деятельности. Разработана в соответствии с международным стандартом, внедрена и успешно действует система экологического менеджмента, снижается энергоемкость, внедряются энерго и ресурсосберегающие технологии. 1.2 Историческая справка предприятия История ООО «Газпром Трансгаз Ставрополь» началась в пятидесятые годы. Предшествующие ей события связаны с послевоенными геологическими работами, которые велись на Ставрополье в поисках углеводородов. В феврале сорок шестого на Сенгилеевской площади был получен газ. Рисунок 1.2 - Разведочная скважина Сенгилеевского озера, 1946 год. Но выяснилось, что больших запасов здесь нет. И внимание геологов обратилось к северу от г. Ставрополя, где была обнаружена пологая антиклинальная складка. В 1951 г. заложили 13 роторных скважин. Все они оказались газоносными с необычайно высоким рабочим дебитом. Крупнейшее в то время в Европе месторождение природного газа назвали СевероСтавропольским-Пелагеадинским. Его запасы составили более 220 млрд м3. 12 Рис 1.3 - У скважины Северо-Ставропольского газового месторождения, 1950 год. Ставрополье стало ведущей газоносной провинцией страны, центром которой был определен железнодорожный разъезд Рыздвяный, в будущем — поселок газовиков и газовая столица Северного Кавказа. В 1953 г. было принято решение о строительстве магистрального газопровода Ставрополь-Москва, которое началось в следующем году. В 1956 г. сданы в эксплуатацию две нитки первого в стране дальнего многониточного газопровода, ставшего крупнейшим в Европе. Рис 1.4 - Краны-трубоукладчики на газопроводе «Ставрополь — Москва», 1950-е годы. Весной пятьдесят седьмого приступили к сооружению третьей нитки газопровода. Подача газа увеличилась в три раза и составляла 20 млн м3 в сутки. Москва стала крупнейшим потребителем газа в мире. А в 1959 г. ставропольский газ пришел в Северную столицу. В стране началось активное развитие газотранспортной системы. На Ставрополье за несколько лет была создана материально-техническая база и сплоченный коллектив специалистов, положивший начало крупнейшему на юге России газовому комплексу. Последующие годы отмечены знаковыми для предприятия событиями — создавались филиалы, компрессорные возводились газовые и газораспределительные магистрали, станции, строились осваивались новые 13 производства. Все то, что сегодня составляет современный облик ООО «Газпром трансгаз Ставрополь». Вехи производственной истории ООО «Газпром трансгаз Ставрополь» 1956 г. — создан газовый промысел № 1, правопреемником которого является ООО «Газпром трансгаз Ставрополь». Сданы в эксплуатацию две нитки газопровода Ставрополь — Москва. Введено в эксплуатацию Северо- Ставропольское — Пелагиадинское месторождение природного газа. 1957 г. — завершено строительство газопровода Ставрополь — Грозный. Рис 1.7 - Укладка магистрального газопровода Ставрополь — Грозный, 1957 год. 1959 г. — введен в эксплуатацию газопровод Серпухов — Ленинград. 1961 г. — сдана в эксплуатацию компрессорная станция в с. Привольном Ставропольского края. 1962 г. — начата эксплуатация Изобильненской компрессорной станции. 1963 г. — введен в строй газопровод Оржоникидзе — Тбилиси. 1964 г. — завершено строительство газопровода Майкоп — Невинномысск. Введена в строй Невинномысская компрессорная станция. 1965 г. — сдана в эксплуатацию Камыш-Бурунская компрессорная станция. 1966 г. — предприятия газовой промышленности Ставрополья вошли в состав производственного Объединения «Ставропольгазпром». 1979 г. — на базе газовой залежи зеленая свита Северо-Ставропольского месторождения природного газа в опытную промышленную эксплуатацию введено подземное хранилище. 14 1981 г. — в Дарьяльском ущелье введена в эксплуатацию компрессорная станция Чми. 1982 г. — переименовано Производственное в объединение Объединение по добыче «Ставропольгазпром» и транспортировке газа «Севкавгазпром». 1984 г. — начато создание первой очереди Северо-Ставропольского подземного хранилища газа в хадумском горизонте. 1985 г. — в Ставропольском крае построена первая автомобильная газонаполнительная компрессорная станция (АГНКС). 1987 г. — сдан в эксплуатацию газопровод Макат — Северный Кавказ. 1987 г. — предприятие получает название «Кавказтрансгаз». 1988 г. — построен газопровод Северный Кавказ — Закавказье. 1996 г. — завершено обустройство двух очередей крупнейшего в мире Северо-Ставропольского подземного хранилища газа в хадумском горизонте. 1997 г. — введен в эксплуатацию распределительный газопровод Починки — Изобильное — Северо-Ставропольское ПХГ. 2000 г. — сварен первый стык магистрального газопровода Россия — Турция «Голубой поток». Рис 1.10 - Сварка первого стыка газопровода Россия-Турция «Голубой поток», 2000 год. 2003 г. — введены в действие компрессорные станции Сальская и Ставропольская. Сдан в эксплуатацию магистральный газопровод Россия — Турция «Голубой поток». 2006 г. — начато строительство газопровода Дзуарикау — Цхинвал. 2008 г. — ООО «Кавказтрансгаз» переименовано в ООО «Газпром трансгаз Ставрополь». 2009 г. — построен газопровод Дзуарикау — Цхинвал. 15 2013 — 2014 гг. — строительство газопровода КС «Изобильный» — Невинномысск. 1.3 Структура предприятия, организация и управление предприятием ООО «Газпром трансгаз Ставрополь» входит в состав дочерних обществ ПАО «Газпром», образующих Единую систему транспорта газа на территории Российской Федерации. Организационная структура ООО «Газпром трансгаз Ставрополь» включает в себя 18 филиалов с общей численностью работников — более 7,5 тысяч человек. Единая система газоснабжения России «Газпром» располагает крупнейшей в мире газотранспортной системой. Ее основная часть входит в состав Единой системы газоснабжения (ЕСГ) России. ЕСГ представляет собой уникальный технологический комплекс, включающий в себя объекты добычи, переработки, транспортировки, хранения и распределения газа в европейской части России и Западной Сибири. ЕСГ обеспечивает непрерывный цикл поставки газа от скважины до конечного потребителя. Рис 2 - Развитие газового бизнеса Группы «Газпром» Благодаря централизованному управлению, большой разветвленности и наличию параллельных маршрутов транспортировки, ЕСГ обладает 16 существенным запасом надежности и способна обеспечивать бесперебойные поставки газа даже при пиковых сезонных нагрузках. Также Группа газопроводами на Дальнем «Газпром» Востоке России: владеет магистральными «Сахалин — Хабаровск — Владивосток», «Октябрьский — Хабаровск» и «Соболево — ПетропавловскКамчатский». Общая протяженность газотранспортной системы на территории России составляет 171,2 250 компрессорных тыс. км. В транспортировке станций с общей мощностью газа используются газоперекачивающих агрегатов 46,2 тыс. МВт. Рис 1.12 - Строительство магистрального газопровода 17 Структура предприятия: 1) Ставропольское линейное производственное управление линейное производственное управление линейное производственное управление линейное производственное управление производственное управление магистральных газопроводов. 2) Изобильненское магистральных газопроводов 3) Светлоградское магистральных газопроводов 4) Привольненское магистральных газопроводов 5) Невинномысское линейное магистральных газопроводов 6) Георгиевское линейное производственное управление линейное производственное управление производственное управление магистральных газопроводов 7) Моздокское магистральных газопроводов 8) Астраханское линейное магистральных газопроводов 9) Управление организации восстановления основных фондов 10) Управление материально-технического снабжения и комплектации 11) Инженерно-технической центр 12) Управление технологического транспорта и специальной техники 13) Управление аварийно-восстановительных работ 14) Цех металлопластовых и полиэтиленовых изделий 15) Служба корпоративной защиты 16) Пансионат санаторного типа «Факел» 18 2 Технологическая часть 2.1 Назначение и классификация магистральных газопроводов Магистральным газопроводом называется трубопровод, предназначенный для транспорта газа из района добычи или производства в район его потребления, или трубопровод, соединяющий отдельные газовые месторождения. Ответвлением от магистрального газопровода называется трубопровод, присоединенный непосредственно к магистральному газопроводу и предназначенный для отвода части транспортируемого газа к отдельным населенным пунктам и промышленным предприятиям. В соответствии со СНиП 2.05.06-85* в зависимости от рабочего давления в трубопроводе магистральные газопроводы подразделяются на два класса: класс I – рабочее давление от 2,5 до 10 МПа включительно; класс II – рабочее давление от 1,2 до 2,5 МПа включительно. Газопроводы, эксплуатируемые при давлениях ниже 1,2 МПа, не относятся к магистральным. Это внутрипромысловые, внутризаводские, подводящие газопроводы, газовые сети в городах и населенных пунктах и другие трубопроводы Итак, газ добыт. Теперь надо передать его потребителю. Основным способом транспорта газа является трубопроводный. То есть, с промысла газ подается в магистральный газопровод, представляющий собой не столько сам трубопровод, по которому идет газ, сколько систему сложных инженерных сооружений, которые включают в себя линейную часть: - трубопроводы с линейными кранами; - линейные компрессорные станции; - станции подземного хранения газа; - газораспределительные и газоизмерительные станции. А также ряд других инженерных систем и сооружений, которые должны обеспечивать надежную работу магистрального газопровода. Таких, например, как: - радиорилейные станции; - установки электрохимической защиты газопроводов от коррозий; - линии электропередач, предназначенные для обслуживания газопровода; 19 - вертолетные площадки; - опорные пункты и т.д. В состав наземных объектов магистрального газопровода входят КС, ГРС и газораспределительные пункты (ГРП). Основные сооружения КС – компрессорная станция, ремонтно-эксплуатационный и служебно- эксплуатационные блоки, площадка с пылеуловителями, градирня, резервуар для воды, масляное хозяйство, установки охлаждения газа и др. При КС, как правило, сооружают жилой поселок. Головные сооружения и головная КС часто представляют собой единый площадочный комплекс. КС отстоят друг от друга на расстоянии примерно 125 км. Газ, поступающий на ГРС, дополнительно обезвоживается, очищается, редуцируется (до 1,2 МПа), одоризуется, замеряется и распределяется по трубопроводам отдельных потребителей или групп их. Подземные хранилища газа сооружают вблизи крупных городов и промышленных центров. Обычно газ закачивают в водоносные горизонты пористых пород, выработанные нефтяные и газовые месторождения или в специально разработанные (вымытые) хранилища в соляных отложениях значительной мощности. Рис 2.1 – схема МГ 20 2.2 Способы прокладки газопровода Магистральные газопроводы по способу прокладки делят на подземные, наземные и надземные. При подземной прокладке в скальных и щебенистых грунтах газопровод укладывают на мягкий грунт (подстилку) толщиной не менее 100 мм. При прохождении газопровода через оползневые покрытия проводят его присыпку мягким грунтом на толщину 200 мм или применяют такой способ засыпки, который исключает его повреждения. Иногда для снижения напряженного состояния в металле труб газопровод в траншее обсыпают малозащемляющим материалом (мелким песком и др.), толщина слоя которого должна быть не менее 300 мм. При прохождении газопровода через оползневые районы с малой толщиной сползающего слоя грунта подземная прокладка его предусматривается всегда ниже плоскости скольжения, а при подземной прокладке газопровода через селевые потоки его укладывают на 0,5 м (считая от верха трубы) ниже возможного размыва русла. Если магистральный газопровод на своем пути пересекает другие газопроводы или инженерные сооружения (водопроводы, кабели и т.д.), то он должен быть уложен на определенном расстоянии от них. Эти расстояния регламентируются СНиП. При наземной прокладке газопровод укладывают на поверхности грунта в специально возводимые земляные насыпи, устроенные с тщательным послойным уплотнением и поверхностным закреплением грунта. Наземная прокладка допускается на участках с резко пересеченным рельефом местности, а также на обводненных и заболоченных участках трассы при соответствующем технико-экономическом обосновании. При надземной прокладке газопровод укладывают на специальные опоры. Надземная прокладка газопровода допускается в пустынных районах, болотистых местах, горных районах, районах горных выработок и оползней, на неустойчивых грунтах, а также на переходах через естественные и искусственные препятствия. Пример надземной прокладки газопровода приведен на рис. 2.2. 21 Рис. 2.2 - Надземная прокладка газопровода В каждом конкретном случае надземная прокладка обосновывается технико-экономическими расчетами, подтверждающими экономическую эффективность и техническую целесообразность. 2.3 Эксплуатация крановых узлов Крановые узлы являются неотъемлемой частью любого трубопровода и предназначены для управления потоками продукта, транспортируемого по трубопроводу. По принципу действия они подразделяются на запорные, регулирующие и предохранительные. Крановые узлы, применяемые на магистральных трубопроводах, по характеру работы подразделяются на арматуру для линейной части трубопровода и арматуру, обслуживающую перекачивающие, насосные, распределительные и компрессорные станции. В настоящее время используют крановые узлы, управляемые как вручную, так и автоматически или дистанционно. Конструктивно сложные участки - перемычки, крановые узлы, компенсаторы и т.п. - требуют проведения ранней диагностики: на них проводят исследования по обнаружению скрытых дефектов, оценивают напряженно-деформированное состояние, измеряют положение оси трубопровода и отклонения от проектного состояния и делают расчеты по 22 специальным методикам для определения фактического запаса несущей способности. Трубопроводная арматура (ТПА) является одним из важных элементов в системе добычи, транспортировке и хранения газа и газового конденсата. Отказы ТПА могут приводить к безвозвратным потерям больших объемов газа при отсечении и опорожнении участка магистрального газопровода, что в свою очередь приводит к нарушению экологического баланса атмосферы. В настоящее время в отрасли эксплуатируется более 500 тыс. единиц запорно-регулирующей арматуры диаметром от 50 до 1400 мм, из которых 30% выработали срок службы, установленный заводами-изготовителями, а в некоторых предприятиях более 50%. Поэтому проблемы поддержания технического состояния ТРА и определение срока дальнейшей безопасной эксплуатации арматуры, выработавшей свои ресурс, являются актуальными для предприятии газовой отрасли. Сроки эксплуатации парка трубопроводной арматуры по ПАО «Газпром» распределились следующим образом (данные Инфотех), показано на рисунке 2.3. Рис 2.3 - Распределение парка ТПА по срокам эксплуатации 23 2.4 Выбор технических средств и технологий, для снижения вредного воздействия на окружающую среду Оценив все прямые и косвенные воздействия на окружающую среду, в ООО «Газпром трансгаз Ставрополь» пришли к выводу о необходимости создания системы экологического менеджмента. Руководство общества пригласило известную норвежскую фирму для проведения экологического аудита. Система экологического менеджмента успешно прошла сертификацию на соответствие международному стандарту ISO14001:2004. И сегодня «Газпром трансгаз Ставрополь» - единственное предприятие газотранспортной системы Группы Компаний «Газпром», на базе которого прошел сертификационный аудит в области природоохранной деятельности. Самые точные приборы по мониторингу имеющихся источников загрязнения сосредоточены в здании инженерно-технического центра — другого филиала предприятия, расположенного в г. Ставрополь. Именно сюда поступают пробы воды и воздуха. Для их проверки на соответствие предельно допустимым концентрациям (ПДК) вредных веществ здесь имеется все необходимое и самое современное и точное оборудование. Для анализа атмосферного воздуха используются передвижные экологические лаборатории, которые оснащены газоанализаторами, способными проводить анализ на содержание вредных веществ. Параллельно проводятся замеры уровня шума и его влияние на прилегающие территории. Полученные показатели становятся основой не только для констатации настоящего положения дел, но и прогнозирования воздействия на окружающую среду и выработки мероприятий для предотвращения возможного негативного влияния. Для определения достоверной картины характера воздействия промышленного производства в Управлении постоянно осуществляется производственный экологический мониторинг (ПЭМ). ПЭМ — это измерительно-информационная система предприятия, предназначенная для регулярных изменений, оценки и прогноза воздействия производственных объектов на окружающую среду и состояние окружающей среды в зоне воздействия. 24 К объектам ПЭМ относятся: стационарные и передвижные источники выбросов загрязняющих веществ в атмосферный воздух, пыле-газоочистное оборудование, площадки временного накопления и хранения отходов производства и потребления. Также система уровня загрязнения атмосферного воздуха проводится на границе санитарно-защитной зоны и прилегающей жилой зоне. ПЭМ направлен на решение следующих основных задач: 1. проведение измерений технологических параметров оборудования, связанных с охраной окружающей среды; 2. обработка и анализ полученной информации, создание и ведение баз данных об источниках воздействия и состоянии окружающей среды в зоне влияния ЛПУМГ; 3. определение соответствия природоохранным требованиям источников воздействия и состояния окружающей среды в зоне их влияния. 2.4.1 Воздействия на окружающую среду Прямые воздействия на почвенный покров связаны с проведением подготовительных земельных работ и выражаются в следующем: · нарушении сложившихся форм естественного рельефа в результате выполнения различного рода земляных работ (рытье траншей и других выемок, отсыпка насыпей, планировочные работы и др.); · ухудшении физико-механических и химико-биологических свойств почвенного слоя; · уничтожении и порче посевов сельскохозяйственных культур и сенокосных угодий; · захламление почв отходами строительных материалов, порубочными остатками и др. · техногенных нарушениях микрорельефа, вызванных многократным прохождением тяжелой строительной техники. К негативным воздействиям на земельные ресурсы во время эксплуатации газовых объектов относятся: 25 · Прямые потери земельного фонда, изымаемого под размещение постоянных наземных сооружений; · Неудобства в землепользовании из-за разделения сельскохозяйственных угодий трассами инженерных коммуникаций и автодорог; · Сокращение сельскохозяйственной продукции, связанное с долгосрочным изъятием пахотных земель и ухудшения плодородных свойств почвы на временно отводимых землях. Источником загрязнения воздушного бассейна при строительстве являются: · Выхлопные газы строительных машин и механизмов, автотранспорта, котельных и передвижных электростанций на жидком и газовом топливе; · Дым от двигателей, сжигание остатков древесины и строительных материалов; · Углеводороды от складов ГСМ, автозаправочных станций, топливных баков; · Сварочные аэрозоли от трубосварочных установок и ручной сварки. · Источником загрязнения водных объектов при строительстве являются бытовые, промышленные и ливневые стоки с площадок временного жилого поселка, временных объектов, с площадок технологических объектов. 26 3 Техническая часть 3.1 Крановый узел В магистральный газопровод входит непосредственно трубопровод, а также все ответвления, сечение которых не превышает 1420 мм. Максимальное избыточное давление составляет 10 мПа. В газопроводный комплекс, кроме труб и крановых узлов, входят такие составные: Рис 3.1 - крановый узел Очистительные и газокомпрессорные станции. Запорные устройства. Переходы. Запасные трубы. Дорога, идущая вдоль системы. Линия связи. Отводы. Лупинг. 27 3.2 Запорная арматура Конструктивные особенности запорной арматуры определяются направлением перемещения запорного органа относительно седла. Различают следующие типы запорной арматуры согласно ГОСТ 24856-81 «Арматура трубопроводная промышленная. Термины и определения». Задвижка промышленная трубопроводная арматура, в которой запорный или регулирующий орган перемещается возвратно-поступательно перпендикулярно оси потока рабочей среды. Задвижки характеризуются небольшим гидравлическим сопротивлением и незначительным коэффициентом трения, который может быть снижен еще более с помощью различных смазок. Смазка не только уменьшает коэффициент трения, а, следовательно, и требуемые усилия для открытия (закрытия) арматуры, но и герметизирует затвор. Кран промышленная трубопроводная арматура, в которой запорный или регулирующий орган имеет форму тела вращения или части его, который проворачивается вокруг собственной оси, произвольно расположенной к направлению потока рабочей среды. Характерная особенность запорного устройства этого вида - постоянный контакт запорного органа с седлом. Это обусловливает относительно высокий коэффициент трения, который можно снизить с помощью уплотнительных смазок. К этой арматуре относятся шаровые краны, цилиндрические краны, конусные краны, распределительные краны. Клапан (или по вышеуказанному стандарту недопустимый к применению термин «вентиль», далее обозначается буквами «Ндп» и слово «вентиль» — курсивом) — это промышленная трубопроводная арматура, в которой запорный или регулирующий орган перемещается возвратно-поступательно параллельно оси потока рабочей среды. Клапаны (Ндп. вентили) имеют незначительный коэффициент трения и требуют приводов небольшой мощности, однако изменение направления потока создает в них повышенное гидравлическое сопротивление. К ним относится запорный клапан - клапан, предназначенный для перекрытия потока среды. Обратный клапан - клапан, предназначенный для автоматического предотвращения обратного потока рабочей среды. Затвор промышленная трубопроводная арматура, в которой запорный или 28 регулирующий орган поворачивается вокруг оси, не являющейся его собственной осью. Запорные устройства этого вида широко применяют в обратных затворах, которые недопустимо, называются термином «обратный клапан» (ГОСТ 24856-81). Обратный затвор (Ндп обратный клапан) - затвор, предназначенный для предотвращения обратного потока рабочей среды. К основным параметрам запорной арматуры относятся: номинальный (условный) проход номинальное (условное) давление РИ (МПа), температура рабочей среды К (°С), тип присоединения к трубопроводу, масса (кг). Рис 3.2 – Защищенная запорная арматура 29 4 Безопасность технологических процессов На объектах МГ работами повышенной опасности являются: газоопасные, огневые, земляные, работы на высоте, верхолазные, испытания газопроводов и оборудования и т.д. К работам повышенной опасности допускают лиц, не имеющих медицинских противопоказаний к данному виду работ, прошедших специальное обучение приемам и методам работы, целевой инструктаж. Запрещено участвовать в выполнении работ повышенной опасности стажерам, ученикам, практикантам. Перечень работ повышенной опасности, а также перечни должностей специалистов, имеющих право руководить этими работами, разрабатывает Филиал ЭО и утверждает главный инженер (технический руководитель) ЭО. Специальные инструкции по безопасному ведению работ (огневых, газоопасных, изоляционных, земляных и т.д.) на объектах МГ разрабатывают с учетом требований НД ПАО «Газпром» по охране труда, промышленной и пожарной безопасности. На проведение работ повышенной опасности оформляют разрешительные документы (наряд-допуск, разрешение), которые регистрируют в специальных журналах. В разрешительных документах определяют место выполнения и содержание работ, условия их безопасного проведения, время начала и окончания работ, состав исполнителей и лиц, ответственных за безопасное выполнение работ. При необходимости, к нему прилагают схемы расстановки постов и установки предупредительных и запрещающих знаков и т.д. Ответственность за безопасное выполнение работ повышенной опасности несут: - лица, выдавшие, утвердившие и согласовавшие разрешительные документы; - ответственные руководители работ; - лица, допускающие к работе; - исполнители работ. Запрещено одновременное проведение огневых и газоопасных работ в единой взрывоопасной зоне, за исключением случаев, когда газоопасная работа является подготовительной к проведению огневых работ. Работы по локализации (предотвращению) аварий проводят в соответствии с ПЛА без оформления разрешительного документа, с обязательным соблюдением комплекса мер по обеспечению безопасности работников. После локализации аварии и устранения опасности для персонала, работы по приведению объектов МГ в технически исправное состояние проводят 30 по плану организации работ и наряду-допуску. Допуск специализированных организаций на объекты МГ осуществляют в соответствии с разработанным ЭО Положением о порядке допуска и организации безопасного производства работ Специализированных организаций на объектах МГ. Ремонт оборудования и систем во взрывоопасных помещениях проводят при постоянно действующей приточно-вытяжной вентиляции. Работы прекращают до устранения возникших в процессе производства работ опасных или вредных производственных факторов, не предусмотренных нарядом-допуском, или предусмотренных, но превысивших допустимый уровень (загазованность и т.п.). Земляные работы на территории промышленных площадок КС, ГРС, ПХГ, в охранных зонах ЛЧ МГ относят к газоопасным. Земляные работы на объектах МГ проводят с обязательным наличием плана (схемы) их территории с нанесенными наземными и подземными коммуникациями и по согласованию между соответствующими подразделениями Филиала ЭО. Перед вскрытием подземных газопроводов и других коммуникаций их фактическое положение устанавливают ручным зондированием (шурфовкой) или инструментальными методами. Траншея может быть отрыта с вертикальными стенками без креплений в нескальных и не замерзших грунтах выше уровня грунтовых вод глубиной (в метрах): не более чем 1,0 - в насыпных, песчаных и гравелистых грунтах; 1,25 - в супесях; 1,5 - в суглинках, глинах; 2,0 - в особо плотных нескальных грунтах. При работе в котловане на газопроводе диаметром до 800 мм из него устраивают не менее двух выходов - по одному в каждую сторону от оси трубы. При работе в котловане на газопроводе диаметром 800 мм и выше, котлован должен иметь не менее четырех выходов, расположенных по два с каждой стороны от оси трубы. Выходы выполняют в виде ступеней, пологих спусков и приставных лестниц. Во время нахождения рабочих в траншее (котловане) без крепления стенок на поверхности рядом с траншеей не должны проводить какиелибо работы, а тяжелые механизмы размещают за пределами призмы возможного обрушения грунта. Земляные работы с помощью механизмов при 31 вскрытии газопроводов выполняют на расстоянии не ближе 0,5 м до крайней образующей газопровода (оборудования). В дальнейшем земляные работы ведут вручную, без применения ударных инструментов. Опорные части механизма запрещено устанавливать непосредственно над газопроводом (оборудованием). Земляную работу, не связанную с эксплуатацией и ремонтом МГ и кабелей, может выполнять Специализированная организация на расстоянии не менее 2 м от газопровода и кабеля в присутствии ответственного представителя службы эксплуатации МГ. Земляные работы по вскрытию подземных газопроводов для выполнения ремонтных и диагностических работ выполняют в соответствии с требованиями СТО Газпром 14-2005 Типовая инструкция по безопасному проведению огневых работ на газовых объектах ОАО «Газпром» и СТО Газпром 2-2.3-231-2008 (с изм. 1 2012) «Правила производства работ при капитальном ремонте линей-ной части магистральных газопроводов ОАО «Газпром». Запрещено проведение работ по вскрытию газопроводов, работ в открытых шурфах и обратную засыпку при изменении режима работы газопровода. Допускается вскрытие газопровода без снижения давления в газопроводе на участке, не имеющем утечки газа, повреждений изоляции (по результатам диагностирования) или выявленных в процессе эксплуатации факторов, свидетельствующих о снижении прочностной характеристики газопровода. Перед вскрытием участка с поврежденной изоляцией давление в газопроводе должно быть снижено не менее, чем на 10% от величины максимального рабочего давления, зарегистрированного в течение последнего года эксплуатации. При наличии (по результатам ВТД) несквозных коррозионных или других повреждений тела трубы (гофр, механических повреждений и т.п.) глубиной до 30% от толщины стенки трубы давление в газопроводе снижают не менее, чем на 30% от РРД на этом участке, вскрытие шурфа выполняют только вручную. При невозможности выполнения вскрытия шурфа вручную (скальный грунт, большой объем работ и т.д.) давление снижают до атмосферного. При наличии (по результатам ВТД) трещиноподобных дефектов, несквозных коррозионных или других повреждений тела трубы (гофр, механических повреждений и т.п.), глубиной свыше 30% от толщины стенки трубы, давление 32 снижают до атмосферного. Отвал грунта на трассы действующих газопроводов и коммуникаций при выполнении земляных работ запрещен. 33 ЗАКЛЮЧЕНИЕ Данная практика позволила при исследовании структуры и организационной деятельности предприятия, расширить уже имеющиеся знания и навыки, развить интерес к выбранному предприятию. При составлении отчета были выполнены следующие задачи: Рассмотрел структуру организации; Проанализировал все необходимые документы для составления отчета; Была дана полная характеристика деятельности предприятия. Мною была изучена структура предприятия в целом, а также характеристика цеха научно-исследовательских и производственных работ, где я ознакомился, с работой персонала над улучшением условий производства и контролем качества, требованиями безопасности при выполнении газоопасных работ. 34 Список литературы 1. http://stavropol-tr.gazprom.ru 2. Российский энциклопедический словарь. Москва. Научное издание «Большая Российская энциклопедия.» 2000 г. Книга 1 и Книга 2. 3. Габриэлянц Г. А. Геология нефтяных и газовых месторождений. – М.: Недра, 2003. – 285 с. 4. Еременко Н. А. Справочник по геологии нефти и газа. – М.: Недра, 2002. – 485 с. 5. Соколов В. Л., Фурсов А. Я. Поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений. – М.: Недра, 2000. – 296 с. 35
