2. Основные технико-технологические особенности производства

Основным элементом производственной деятельности Тобольского УМН являются магистральные нефтепроводы, к которым относятся трубопроводы с комплексом подземных, наземных и надземных сооружений, предназначенных для транспортировки товарной нефти на расстояния от 50 км и более. Магистральный нефтепровод включает линейную часть, головную и промежуточные нефтеперекачивающие станции, базы приема и отгрузки нефти, пункты подогрева нефти и станции смешения нефтей.

Тобольское УМН обеспечивает эксплуатацию участков следующих магистральных нефтепроводов:

• Усть-Балык - Омск (УБО) – с 225 по 485 км, диаметр трубопровода 1020 мм, протяженность трассы 261,7 км, протяженность в однониточном исполнении 275,2 км;

• Усть-Балык - Омск 2 (УБО-2) – с 266 по 486 км, диаметр трубопровода 1020 мм, протяженность трассы 220,5 км, протяженность в однониточном исполнении 223,4 км;

• Усть-Балык – Курган - Уфа - Альметьевск (УБКУА) –с 225 по 540 км, диаметр трубопровода 1220 мм, протяженность трубопровода 315,7 км, протяженность в однониточном исполнении 352,2 км;

• Нижневартовск - Курган - Куйбышев (НКК) – с 447 по 778 км, диаметр трубопровода 1220 мм, протяженность трубопровода 314,8 км, протяженность в однониточном исполнении 359,3 км;

• Сургут - Горький - Полоцк (СГП) – с 301 по 432 км, диаметр трубопровода 1220 мм, протяженность трубопровода 134,8 км, протяженность в однониточном исполнении 148,2 км;

• Холмлгоры - Клин (ХКл) – с 546 по 668 км, диаметр трубопровода 1220 мм, протяженность трубопровода 119,8 км, протяженность в однониточном исполнении 133,7 км.

На эксплуатируемых участках нефтепроводов построено 14 нефтеперекачивающих станций, которые осуществляют процесс перекачки в заданных режимах. Оперативное управление станциями, а также коммуникациями линейной части, осуществляется с РДП (региональный диспетчерский пункт) г. Сургута посредством линейной телемеханики.

Линейная часть нефтепровода в себя 3005 задвижек с диаметром от 0,5 до 1,2 м, 15 камер приема и 19 камер запуска скребка, 20 резервных ниток через реки и болота.

Исследуя линейно-производственные диспетчерские станции (ЛПДС), как основной комплексный производственный объект, необходимо выделить в них два взаимодействующих между собой элемента:

1. Линейная часть магистральных нефтепроводов, в состав которой входят:

• собственно трубопровод с запорной и регулирующей арматурой, переходами через естественные и искусственные препятствия, устройствами пуска и приема очистных устройств;

• установки электрохимической защиты трубопроводов и коррозии;

• линии и сооружения технологической связи, телемеханики и КИП;

• сооружения линейной службы эксплуатации (АВП, дома обходчиков, вертолетные площадки);

• постоянные дороги, расположенные вдоль трассы трубопроводов и подъезды к ним;

• линии электропередачи для снабжения электроэнергией узлов установки запорной и другой арматуры;

• устройства энергоснабжения и дистанционного управления запорной арматурой и установок электрохимической защиты;

• защитные противопожарные и противоэрозионные сооружения.

К собственно трубопроводу относится конструкция изолированного трубопровода с запорной арматурой и смонтированными непосредственно на трубопроводе устройствами и приспособлениями. К подводным переходам относится линейная часть нефтепровода со всеми сооружениями, проходящая через водные преграды.

При эксплуатации нефтепроводов должна быть обеспечена их работоспособность на заданном уровне путем своевременного проведения мероприятий планового технического обслуживания и ремонта согласно утвержденным регламентам работ, а также качественным выполнением восстановительных работ при неплановых ремонтах.

2. Нефтеперекачивающие станции (НПС) – представляют собой комплексы сооружений и устройств для приема, накопления и перекачки нефти по магистральному нефтепроводу и подразделяются по назначению на головные нефтеперекачивающие станции (ГНПС) и промежуточные (ПНПС), в состав которых входят:

• производственные здания и сооружения;

• насосный цех: в нем устанавливается основное оборудование (насосы и двигатели, приводящие их в движение - в соединении называемые насосными агрегатами, - которые осуществляют перекачку нефти по магистральному нефтепроводу на наливные эстакады, а также на внутристанционную перекачку) и вспомогательное (обслуживающее насосные агрегаты, системы смазки, охлаждения, подачи топлива, контроля и защиты);

• насосные агрегаты;

• система смазки;

• система охлаждения;

• топливная система;

• резервуарный парк: представляет собой комплекс взаимосвязанных резервуаров для выполнения технологических операций приема, хранения и откачки нефти при несогласованных режимах работы отдельных участков нефтепровода, промыслов и потребителей, учета транспортируемой нефти при отсутствии замерного узла, технологических операций по смешению и подогреву нефти;

• технологические трубопроводы;

• системы водоснабжения, теплоснабжения, вентиляции, канализации, пожаротушения;

• устройства электроснабжения, автоматики и телемеханики; связи и радиофикации;

• сооружения общего назначения.

По способу исполнения (строительства) НПС могут быть станциями, в которых нефтеперекачивающие агрегаты расположены под общим укрытием или установлены на открытых площадках.

На магистральных нефтепроводах выделяют несколько схем, по которым происходит перекачка нефти:

• перекачка через резервуар – при такой схеме подающая насосная станция закачивает нефть или нефтепродукт в резервуар принимающей насосной станции, которая в свою очередь, ведет откачку из этого же резервуара;

• перекачка с подключенным резервуаром – нефть или нефтепродукт с подающей насосной станции поступает непосредственно на насосы последующей станции; подключенный к трубопроводу резервуар служит для соседних станций буфером, сглаживающим их несогласованную (несинхронную) работу;

• перекачка из насоса в насос – здесь нефть или нефтепродукт предыдущей насосной станции перекачиваются непосредственно в насос последующей станции без каких-либо промежуточных емкостей.

Перекачка с подключенным резервуаром является основной схемой, принятой на большинстве магистральных трубопроводов ОАО «Сибнефтепровод», т.к. она позволяет перекачивать нефть с разной скоростью, что очень важно при последовательных перекачках нефтепродуктов различной вязкости. В Тобольском УМН по такой схеме работает часть насосных станций ЛПДС «Демьянское», ЛПДС «Уват» и ЛПДС «Аремзяны», которые называются резервуарными. Остальные насосные станции являются безрезервуарными, на которых перекачка осуществляется по схеме из насоса в насос, т.к. она позволяет максимально герметизировать перекачку и тем самым предотвратить потери нефти и нефтепродукта от испарения.

В рамках какой-либо схемы транспортировки нефти или нефтепродукта всю технологию перекачки можно представить в виде следующей последовательности процессов:

1. Посредством закрытия и открытия соответствующих клапанов на отправляющей станции нефть направляется в узел фильтров-грязеуловителей, на котором происходит улавливание посторонних предметов попавших в трубопровод после ремонта на самой станции или на участке трубопровода;

2. Затем нефть поступает в блок-бокс гашения ударной волны системы «Аркрон», который находится на всасе НПС. В случае резкого непредвиденного повышения давления в нефтепроводе здесь осуществляется уменьшение ударной волны за счет автоматически открывающихся клапанов «ФЛЕКС ФЛО», связывающих блок-бокс с системой сбора утечек нефти;

3. На ЛПДС «Аремзяны» сборник утечек нефти и нефтесодержащих стоков включает в себя: подземные емкости ЕП-40 объемом 40 куб.м (2 шт. и более) и манифольд объемом 285 куб.м, в которых установлены погружные насосы марки 12-НА-9х4, а также насосы - ЦНС-60х330 (2 шт.), которые установлены в насосном зале НПС. В этой системе собираются утечки с торцевых уплотнений насоса, с полости насоса или какого-либо другого оборудования во время вывода его в ремонт. После накопленная в емкостях нефть снова поступает к насосным агрегатам;

4. Следующий процесс – движение нефти по магистральным насосным агрегатам типа НМ-210-1000 (4 шт.), имеющим привод от электродвигателей типа СТД-8000. На магистральных насосах и создается давление, с которым нефть поступает в трубопровод для дальнейшей транспортировки. В целях эффективности эксплуатации и обслуживания на ЛПДС «Аремзяны» эти агрегаты объединены с электрозалом под общее укрытие;

5. Далее, перед выходом на магистральный трубопровод, нефть проходит через блок-бокс регуляторов давления. В нем происходит регулирование давления в трубопроводе на выходе из насосной станции, в зависимости от требуемых условий перекачки нефти или нефтепродукта;

6. Собственно движение перекачиваемой среды в магистральный трубопровод и на следующую промежуточную станцию через открытые задвижки на запорной арматуре.

7. На головных станциях, в отличие от промежуточных, и в местах сдачи нефти потребителю (НПЗ) и по приему у добывающих организаций установлены узлы учета нефти (УУН), которые предназначены для измерения и учета количества нефти, перекачиваемой по магистральному нефтепроводу в единицах массы и объема, а также поверки правильности показания и величины погрешности преобразователей расхода. В состав УУН входят: измерительные линии (рабочая и резервная), на которых стоят турбинные преобразователи расхода (ТПР-счетчик), входной и выходной коллектор, трубопоршневая установка для контроля метрологических характеристик ТПР, блоки контроля качества, обеспечивающие контроль качественных характеристик перекачиваемой нефти и вторичные блоки обработки информации на базе ПЭВМ.

Управление процессом транспортировки нефти невозможно без организации своевременной работы по внедрению научно-технических достижений, проведения мероприятий по интенсификации производственных процессов, что подразумевает, в конечном счете, и деятельность по оптимизации профессионально-квалификационного состава работников предприятия.

Трубопроводный транспорт - самый экономичный вид транспорта. Поэтому рациональная расстановка оборудования и рациональное использование методов и способов перекачки, сокращения потерь позволяет добиваться экономичного использования имеющихся производственных ресурсов.

В настоящее время при незначительных объемах перекачиваемой нефти оборудование ЛПДС получает неполную нагрузку. Так, на станциях установлены роторы, перекачивающие гораздо больший объем нефти нежели сейчас, и приводимые в движение гораздо большей энергией. Поэтому для снижения производственных затрат на магистральных агрегатах устанавливают рабочие колеса меньшего диаметра, пропускающие меньший объем нефти, и, следовательно, позволяющие потреблять меньшее количество энергии.

Другим способом интенсификации процесса перекачки является параллельная работа одной насосной станции на два трубопровода. Например, на ЛПДС «Аремзяны» насосная станция НПС-3 обслуживает нефтепроводы НКК и УБКУА при временно не действующих НПС-1 и НПС-2. Этот способ не требует изменения в конструкции роторов, магистральных агрегатов, зато позволяет более экономно использовать энергетические ресурсы.

В некоторых случаях более экономичным способом эксплуатации оборудования может выступать и изменение одной схемы перекачки нефти на другую. Однако наиболее целесообразной из них является схема перекачки из насоса в насос, реализуемая в том случае, когда соседние насосные станции оборудованы центробежными насосами. Поэтому в рамках мероприятий по внедрению научно-технических достижений в Тобольском УМН реализуется постепенный перевод насосных станций на эксплуатацию более усовершенствованных центробежных насосных агрегатов.

НИОКР, проводимые в Тобольском УМН, являются средством реализации его технической политики и, в соответствии с этим, можно выделить следующий порядок разработки технологий, методов проведения технологических операций по степени важности направлений: внутритрубная диагностика, повышение эффективности ремонтных работ по оперативному устранению выявленных дефектов, требующих снижения давления и ограничения пропускной способности магистральных нефтепроводов, повышение эффективности капитального ремонта, реконструкция и капитальный ремонт средств электрохимзащиты, изоляционного покрытия трубопроводов и подводных переходов, контроль возможных утечек. Основное внимание оказывается выработке мер по повышению надежности и эффективности эксплуатации линейной части магистральных нефтепроводов - разработке технологии проведения диагностики дефектоскопами нового поколения и ремонт дефектных участков, обнаруженных при диагностике.

Внедрение новой техники в Тобольском УМН способствует повышению производительности труда, применению наиболее совершенных форм и методов организации производства, повышению надежности работы оборудования, улучшению условий труда и техники безопасности. В период 1996-1999 гг. в управлении проделана определенная работа по внедрению и освоению новой техники, механизации и автоматизации производственных процессов, среди которых можно выделить следующие:

• внедрение малогабаритных дегазационных установок МДГУ-1 для подготовки трансформаторного масла;

• внедрение высоковольтных вакуумных выключателей серии ВБКЭ-10, которые обеспечивают надежную эксплуатацию, имеют большой моторесурс, а также не требуют ухода за контактами внутри камер;

• внедрение переносного трассоискателя «ТЕРЕКС-110» – позволяет при проведении «ямочного» ремонта нефтепроводов определять положение трубы и соседних подземных коммуникаций. Безошибочно определяет центр трубы нефтепровода и место прокладки кабелей;

• внедрение калибраторов температуры (ТС-150), электросигналов (FIUKE-702) и давления (PC-400-100) – позволило производить имитацию сигнала на воде вторичных приборов и снимать показания на выходе первичных преобразователей давления, температуры с записью их в память калибратора;

• внедрение высоковольтных вакуумных выключателей серии ВБКЭ-10 обеспечивает надежную эксплуатацию, имеет большой моторесурс, а также не требует ухода за контактами внутри камер;

• внедрение течеискателя «Сенсор», предназначенного для обнаружения быстроразвивающегося процесса разрыва нефтепровода;

• внедрение нефтесборщиков импортного производства фирм «Вайкома» и «Эластек», производящих сбор излившейся в случае аварии нефти;

• внедрение системы защиты информации в автоматизированной системе ОАО «Сибнефтепровод».

Осуществление таких мероприятий, происходящее в соответствии с ежегодно разрабатываемым планом, нацелено на достижение эффективности всего производственного процесса. Так в 1998 г. внедрение научно-исследовательски разработок лишь в первом квартале позволило сократить эксплуатационные затраты за этот же период в среднем на 5-7%.

Таким образом, анализируя деятельность данного предприятия, можно сказать, что Тобольское Управление Магистральных Нефтепроводов проводит сбалансированную производственную политику, позволяющую достигать не только конкретных задач производства, но и дающую возможность эффективнее строить гибкую кадровую политику.

АК «Транснефть» разрабатывает единую техническую политику развития системы, программы научно-технического прогресса, схему развития нефтепроводов, выступает в качестве заказчика при строительстве крупных объектов трубопроводного транспорта, финансирует НИОКР, направленные на разработку и внедрение приоритетных для отрасли программ.

Центральный финансовый резерв в системе позволяет обеспечить финансирование приоритетных направлений развития нефтепроводного транспорта, а также других видов работ при непредвиденных ситуациях.

Внедрение новой техники (табл. 2.1) осуществляется согласно «Перечня мероприятий внедрения новой техники», утвержденного главным инженером ОАО «Сибнефтепровод» на год.

Перечень мероприятий новой техники включает:

1. Результаты НИОКР по хоздоговорным темам;

2. Заимствованные результаты НИОКР родственных предприятий;

3. Технологию и технику, осваиваемую впервые в ОАО «Сибнефтепровод» (СНП) на основе:

А) информационных материалов любого вида (выставки, НТИ и т.д.);

Б) заимствования опыта работы других предприятий.

Для включения мероприятия “Перечень….” Необходимо соблюдать условия:

1. Наличие финансирования;

2. Наличие проекта, НТД, смет;

3. Обеспечение поставок оборудования в необходимые сроки;

4. Наличие комплектующих.

Все мероприятия направлены на создание оптимальных режимов перекачки, снижение трудовых и материальных затрат на эксплуатацию, повышение техники безопасности, пожарной безопасности и культуры производства.

В целях усиления материальной заинтересованности работников ОАО СНП осуществляется премирование за внедрение и освоение новой техники.

За период 1996 года по Тобольскому УМН внедрено в производство 6 мероприятий по новой технике (согласно плана, утвержденного СНП).

В течение 1997 года по Тобольскому УМН внедрено в производство 2 мероприятия по новой технике (согласно плана, утвержденного СНП).

В течение 1998 года по Тобольскому УМН Внедрено в производство 16 мероприятий по новой технике (согласно плана, утвержденного СНП).

В течение 1999 года по Тобольскому УМН Внедрено в производство 8 мероприятий по новой технике (согласно плана, утвержденного СНП).

В процессе внедрения выявилось, что ряд оборудования имел недоработки и оказался малоэффективен, возникла необходимость корректировки плана из-за вопросов недостаточного финансирования.

Таблица 2.1.

Внедрения новой техники по Тобольскому УМН за период с 1996 по 2000г.

Год	Наименование мероприятий
1996	Отдел эксплуатации
	Применение аэрокосмической геодезии для определения точного места шурфовок по результатам пропуска «Ультраскана»
	Использование приборов «Калипер» и дефектоскопов «Ультраскан»
	Применение акустического сигнализатора прохождения скребка СПРА-4
	Отдел АСУ
	Системы телемеханики «Сириус»
1997	Отдел главного энергетика
	Внедрение щитов РУНН КТП-400 и КТП-630
	Внедрение щитов ЩСУ 649-ш-06-21-СН
	Отдел АиТ
	Замена автоматики НПС на микропроцессорную автоматику
	Отдел главного механика
	Установка роторов 7000 в насосы НМ-10000*210
1998	Отдел главного энергетика
	Тиристорные возбудители ВТЕ-10\320
	Внедрение автоматической системы газового тушения эл.установок
	Отдел АСУ
	Внедрение микропроцессорной автоматики
	Замена датчиков «Тензод» на датчики «Honeywell»США
	Отдел эксплуатации
	Внедрение трассоискателя «Терек-110»
	Внедрение течеискателя «Сенсор»
	Внедрение врезной машинки «Пиранья»
1999	Отдел главного энергетика
	Внедрение необслуживаемых аккумуляторных батарей А-500
	Замена эл.механических реле на БРМЗ
	Внедрение вакуумных выключателей
	Отдел АСУ
	Внедрение микропроцессорной автоматики НПС на базе контроллеров «Modikon»
	Внедрение микропроцессорной автоматики котельных на базе контроллеров «Эмикон»
2000	Отдел эксплуатации
	Применение машин типа ТТМ
	Отдел АСУ
	Внедрение унифицированной системы отечественной микропро-цессорной автоматики НПС

В Тобольском управлении магистральных нефтепроводов действует пятидневная рабочая неделя с выходными днями в субботу и в воскресенье.

Общая продолжительность рабочей недели при нормальных условиях труда составляет 40 часов.

Режим работы Тобольского УМН:

Понедельник-четверг с 8.00 до 17.15

Пятница с 8.00 до 16.00

Обеденный перерыв с 12.30 до 13.30

Для женщин, проживающих в районах, приравненных к районам Крайнего Севера (ЛДПС «Кедровое», «Демьянское», «Уват»), а также женщин, работающих в сельской местности (ЛДПС «Аремзяны», «Сетово»), устанавливается сокращенная рабочая неделя – 36 часов.

Понедельник-четверг с 8.00 до 16.15

Пятница с 8.00 до 16.00

Обеденный перерыв с 12.30 до 13.30

Отдельные подразделения и службы ведут работы по специальному графику (могут применяться: график сменности, обеспечивающий непрерывную работу персонала сменами равной продолжительности; суммированный учет рабочего времени; работы в сверхурочное время; выходные и праздничные дни – в соответствии с действующим законодательством).

В непрерывных производствах, где режим работы не может быть организован по графикам пяти или шестидневной рабочей недели, применяются графики сменности. Работники производят работу в течение установленной продолжительности рабочего времени и чередуются по сменам равномерно. Это операторы НПС, операторы котельной, диспетчера УМН и дежурные электрики. Время и место приема пищи в течение одной рабочей смены определяется администрацией и оплачивается как рабочее время вся продолжительность рабочей смены.

Суммированный учет рабочего времени ведется для категории работников, у которых ежедневная или еженедельная продолжительность рабочего времени не может быть соблюдена по условиям производства. Это инженера, слесаря КИП и электромонтеры по ремонту и обслуживанию электрооборудования участков по ремонту и наладке автоматики, телемеханики и энергооборудования.

В исключительных случаях, предусмотренных законодательством и статьей 55 КЗоТ, администрация может применять сверхурочные работы. В основном это работники аварийно-восстановительных пунктов.

Основными унифицированными формами первичной документации по учету труда и его оплаты являются: приказы (распоряжения) о приеме на работу, переводе на другую работу, прекращении трудового договора (контракта) (фф. №№ Т-1, Т-5, Т-8 ), личная карточка (ф. № Т-2), табель учета использования рабочего времени и расчета заработной платы (ф. № Т-12), табель учета использования рабочего времени (ф. № Т-13), расчетно-платежная ведомость (ф. № Т-49) и другие документы, утвержденные постановлением Госкомстата России от 30.10.97г. № 71а.