15 Трубы для магистральных нефтепроводов.

Трубы магистральных нефтепроводов изготавливают из стали, т.к это экономичный, прочный, хорошо сваривающийся и надёжный материал. По способу изготовления трубы для магистральных нефтепроводов подразделяются на бесшовные, сварные с продольным швом и сварные со спиральным швом. Бесшовные трубы для трубопроводов диаметром до 529 мм, а сварные – при диаметрах 219 мм и выше. Наружный диаметр и толщина стенки труб стандартизированы. В связи с большим разнообразием климатических условий при строительстве и эксплуатации трубопроводов трубы подразделяют на две группы: в обычном и северном исполнении. Трубы в обычном исполнении применяют для трубопроводов, прокладываемых в средней полосе и в южных районах страны (температура эксплуатации 0С и выше, температура строительства –40С и выше). Трубы в северном исполнении применяются при строительстве трубопроводов в северных районах страны (температура эксплуатации –20С…..-40С, температура строительства –60С). В соответствии с принятым исполнением труб выбирается марка стали. Трубы для магистральных нефтепроводов изготавливают из углеродистых и низколегированных сталей.

16

Перекачка высоковязких и высокозастывающих нефтей по нефтепроводу должна осуществляться с подогревом. При этом нефтепровод оснащается пунктами подогрева нефти (ППН) согласно проекту. Давление в трубопроводе при заполнении его транспортируемой нефтью должно устанавливаться в соответствии с теплогидравлическим расчетом процесса пуска. Оно должно соответствовать точке минимума гидравлической характеристики нефтепровода. Принятое расчетное давление не должно быть ниже упругости паров транспортируемой нефти при максимальной температуре перекачиваемой среды на данном участке нефтепровода. Температура нефти, поступающей в нефтепровод, в период пуска должна соответствовать тепловому расчету. Она должна быть не ниже номинальной температуры для условий стационарного режима перекачки нефти по трубопроводу. Температура нефти, поступающей в трубопровод в период пуска, должна устанавливаться, исходя из требований, предъявляемых к сохранности изоляционных и теплоизоляционных покрытий и обеспечения допустимых температурных напряжений в металле трубы.

3.4.14 Для облегчения условий пуска нефтепровода после строительства и остановки перекачки, а также при работе на пониженных производительностях рекомендуется применение депрессаторных присадок.3.4.15 Количество вводимого депрессатора должно определяться на основании реологических исследований, выполненных в лабораторных условиях, а также по результатам опробования в промышленных условиях и указываться в технологической карте НПС.3.4.16 Ввод депрессатора в нефтепровод должен осуществляться дозировочными насосами в виде смеси с исходной нефтью, подогретой до требуемой температуры.3.4.17 При перекачке с подогревом на каждый месяц должен быть разработан оптимальный температурный режим на основе данных о фактических свойствах перекачиваемой нефти и температуры окружающей среды. В температурном режиме указывается температура нагрева нефти на каждой станции подогрева и температура нефти на приеме последующей станции подогрева.3.4.18 Нормы температуры подогрева нефти и допустимого значения температуры остывания нефти при остановках перекачки должны указываться в технологической карте каждой НПС.При застывании нефти в нефтепроводе она должна вытесняться маловязкой нефтью в стационарные или передвижные емкости, находящиеся у линейных задвижек, на НПС или станциях подогрева.3.4.19 При перекачке вязкой нефти с разбавителем необходимая пропорция смеси должна определяться в каждом конкретном случае на основании лабораторных исследований нефти, разбавителя, а также их смеси. Качество смеси необходимо проверять не реже, чем через два часа по пробам жидкости.3.4.20 Конструктивные особенности сооружений, параметры оборудования и устройств МН для перекачки высокосернистой, сернистой и с наличием сероводорода нефтей устанавливаются проектом в соответствии с действующими нормативными документами.Эксплуатация МН, перекачивающих указанные нефти, должна проводиться по отдельно разрабатываемым регламентам, инструкциям и другим документам, предусматривающим обеспечение безопасной и надежной эксплуатации нефтепровода.На НПС должен быть организован систематический контроль за концентрацией сероводорода, установлены соответствующие предупредительные знаки, предусмотрены другие меры безопасности.

17

1.1 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. По характеру линейной части различают газопроводы: -магистральные, которые могут быть однониточными простыми (с одинаковым диаметром от головных сооружений до конечной газораспределительной станции) и телескопическими (с различным диаметром труб по трассе), а также многониточными, когда параллельно основной нитке проложены вторая, третья и последующие нитки; -кольцевые, сооружаемые вокруг крупных городов для увеличения надежности снабжения газом и равномерной подачи газа, а также для объединения магистральных газопроводов в Единую газотранспортную систему страны.

18

Магистральные газопроводы имеются во всем цивилизованном мире. Эта сеть трубопроводных систем предназначена для транспорта газа из района добычи или производства в район его потребления.В соответствии со СНиП к магистральным газопроводам относят трубопроводы и ответвления (отводы) от них диаметром до 1420 мм с избыточным давлением транспортируемого продукта не более 10 МПа, предназначенные для транспортировки:

• природного или попутного нефтяного углеводородного газа из районов добычи (от головных компрессорных станций (КС) до газораспределительных станций (ГРС)) городов и населенных пунктов; сжиженных углеводородных газов с упругостью насыщенных паров не более 1,6 МПа при температуре 45 °С с мест производства (заводов) до мест потребления (перевалочные базы, пункты налива, промышленные и сельскохозяйственные предприятия, порты, ГРС, пусковые базы);

• товарной продукции в пределах головных и промежуточных КС, станций подземного хранения газа, ГРС, замерных пунктов.

На промысле газ от скважин под действием пластового давления по сборным индивидуальным газопроводам («шлейфам») поступает на газосборные пункты, где осуществляют первичный замер его, а при необходимости и редуцирование. От газосборных пунктов газ поступает в промысловый газосборный коллектор и по нему на головные сооружения (установку комплексной подготовки газа - УКПГ), где проводят его очистку, осушку, вторичный замер и доведение до товарной кондиции. На головной КС газ компримируется до номинального рабочего давления (как правило, до 7,5 МПа). Затем он поступает в линейную часть магистрального газопровода.К линейной части магистрального газопровода относят собственно магистральный газопровод с линейной арматурой, переходами через естественные и искусственные преграды, линиями технологической связи и электропередачи, вдольтрассовыми и подъездными дорогами, защитными сооружениями, отводами к промежуточным потребителям, водо- и конденсатосборниками и другими узлами, системой электрохимической защиты; лупинги, аварийный запас труб, вертолетные площадки и дома линейных ремонтеров-связистов.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 (с КС или без них) предназначены для регулирования сезонной неравномерности потребления газа (летом газ в них накапливается, а зимой подается потребителям). 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.

19

Газораспределительная станция (ГРС) , служит для понижения давления газа до уровня, необходимого по условиям его безопасного потребления По назначению различают несколько типов ГРС:

• станции на ответвлении магистрального газопровода (на конечном участке его ответвления к населённому пункту или промышленному объекту) производительностью от 5—10 до 300—500 тыс. м3 в час;

• промысловая ГРС для подготовки газа (удаление пыли, влаги), добытого на промысле, а также для снабжения газом близлежащего к промыслу населённого пункта;

• контрольно-распределительные пункты, размещаемые на ответвлениях от магистральных газопроводов к промышленным или сельскохозяйственным объектам, а также для питания кольцевой системы газопроводов вокруг города (производительностью от 2—3 до 10—12 тыс. м³ в час);

• автоматическая ГРС для снабжения газом небольших населённых пунктов, совхозных и колхозных посёлков на ответвлениях от магистральных газопроводов (производительностью 1—3 тыс. м³ в час):

• газорегуляторные пункты (ГРП) (производительностью от 1 до 30 тыс. м³ в час) для снижения давления газа и поддержания его на заданном уровне на городских газовых сетях высокого и среднего давления;

• газорегуляторные установки для питания газовых сетей или целиком объектов с расходом газа до 1,5 тыс. м3 в час.

20

ГАЗОПЕРЕКАЧИВАЮЩИЙ АГРЕГАТ (ГПА) — предназначен для компримирования природного газа на компрессорных станциях газопроводов и подземных хранилищ. ГПА состоит из нагнетателя природного газа, привода нагнетателя, всасывающего и выхлопного устройств (в случае газотурбинного привода), систем автоматики, маслосистемы, топливовоздушных и масляных коммуникаций и вспомогательного оборудования. ГПА различают: по типу нагнетателей — поршневые газомоторные компрессоры (газомотокомпрессоры) и ГПА с центробежными нагнетателями; по типу привода — ГПА с газовым двигателем внутреннего сгорания (газомоторные двигатели), с газотурбинным приводом, с электроприводом. ГПА с газотурбинным приводом, в свою очередь, подразделяются на агрегаты со стационарной газотурбинной установкой и с приводами от газотурбинных двигателей авиационного и судового типов.

Установки охлаждения газа (УОГ) состоят из определенного количества аппаратов воздушного охлаждения (АВО), которые являются исполнительными элементами в системе поддержания заданной температуры газа на выходе КС – компрессорные станции. Задача поддержания рекомендуемой температуры газа решается включением необходимого количества вентиляторов. Наибольшее применение нашли АВО с нагнетательной тягой, в которых вентиляторы находятся под теплопередающей поверхностью теплообменника. Приводом вентиляторов являются многополюсные асинхронные двигатели (АД), которые имеют низкий коэффициент мощности даже в номинальном режиме. Вследствие большой инерции пуск многополюсного АД с вентилятором на валу является затяжным, при этом кратность пускового тока составляет 4,5 - 5. В этих условиях запуск нескольких вентиляторов в течение небольшого интервала времени превращается в серьезную техническую проблему.

21

Нефтебазами называются предприятия, состоящие из комплекса сооружений и установок, предназначенных для приема, хранения и отпуска нефтепродуктов потребителям. Основное назначение нефтебаз – обеспечение бесперебойного снабжения нефтепродуктами в необходимом количестве и ассортименте; сохранение качества нефтепродуктов и сокращение до минимума их потерь при приеме, хранении и отпуске. Классификация: 1) В зависимости от общего объема резервуарного парка и максимального объема одного резервуара нефтебазы подразделяются на категории: ·        I – общий объем резервуарного парка свыше 100 000 м³ ·        II – свыше 20 000 м³ по 100 000 м³ ·        IIIа – свыше 10 000 м³ по 20 000 м³, мах объем 1-го резервуара = 5000 м³ ·        IIIб – свыше 2 000 м³ по 10 000 м³, мах объем 1-го резервуара = 2000 м³ ·        IIIв – до 2 000 м³ включительно, мах объем 1-го резервуара = 700 м³

По функциональному назначению:

• Перевалочные - предназначены для перегрузки (перевалки) нефтепродуктов с одного вида транспорта на другой;

• Распределительные - предназначены для непродолжительного хранения нефтепродуктов и снабжения ими потребителей обслуживаемого района. Разделяют на оперативные (обслуживают местных потребителей); сезонного хранения (предназначены как для удовлетворения местных потребностей, так и для компенсации неравномерности подачи нефтепродуктов на оперативные нефтебазы, входящие в зону влияния нефтебазы сезонного хранения);

• Перевалочно-распределительные;

• Хранения – осущ-ют прием, хранение и периодическое освежение нефтепродуктов. 4) По транспортным связям делятся на:

• Железнодорожные

• Водные

• Водно-железнодорожные

• Трубопроводные

• Глубинные (это распределительные нефтебазы, получающие нефтепродукты автомобильным транспортом, в некоторых случаях водным). 5) По номенклатуре хранимых нефтепродуктов: Общего назначения; только для легковоспламеняющихся (светлых) нефтепродуктов; только для горючих (темных) нефтепродуктов. Вопрос 2. Операции, проводимые на нефтебазах Делят на основные и вспомогательные.

22

Резервуары низкого давления служат для хранения воды, нефти и нефтепродуктов. В зависимости от положения в пространстве цилиндрические резервуары делят на : резервуары вертикальные резервуары горизонтальныеВертикальные цилиндрические резервуары имеют днище, стенку, крышу, эксплуатационное оборудование. В них хранятся нефтепродукты при малой их оборачиваемости (10-12 раз в год). При большей оборачиваемости нефтепродуктов применяются резервуары с плавающей крышей и понтоном . Вертикальные резервуары применяют для хранения легковоспламеняющихся жидкостей (например, бензина) при объемах до 20000 м3; для хранения горючих жидкостей — до 50000 м3.Объем вертикальных цилиндрических резервуаров колеблется от 100 до 50000 м3 и более и регламентируется нормальным рядом: 100, 200, 300, 400, 500, 700, 1000, 2000, 3000, 5000, 10000, 20000, 30000 и 50000 м3. Все резервуары нормального ряда (исключая в некоторых случаях резервуары объемом 50000 м3) строят индустриальным методом из рулонных заготовок. Резервуары объемом 50000 м3 сооружают как из рулонных заготовок, так и полистовым способом. В зависимости от объема и места расположения вертикальные резервуары подразделяются на три класса: класс I — особо опасные резервуары: объемами 10000 м3 и более, а также резервуары объемами 5000 м3 и более, расположенные непосредственно по берегам рек, крупных водоемов и в черте городской застройки; класс II — резервуары повышенной опасности: объемами от 5000 до 10000 м3; класс III — опасные резервуары: объемами от 100 до 5000 м3.Крупные резервуары для хранения нефтепродуктов в районах с нормативным весом снегового покрова на 1 м2 горизонтальной поверхности земли до 1,5 кПа включительно могут иметь плавающие крыши без стационарной крыши. Плавающие крыши могут быть следующих типов: однодечной конструкции (однодисковые) с герметичными коробами, расположенными по периметру; двудечной конструкции (двухдисковые), состоящей из герметичных коробов, образующих всю поверхность крыши; поплавкового типа. Горизонтальные цилиндрические резервуары предназначены для хранения нефтепродуктов под избыточным давлением до 70 кПа (7000 мм вод. столба). Резервуары имеют простую форму, транспортабельны по железной дороге, что ограничивает диаметр до 3,25 м. В отдельных случаях диаметр резервуара может доходить до 4,0 м. Наибольшее распространение получили резервуары для нефтепродуктов объемом 5, 10, 25, 50, 75 и 100 м3. Горизонтальные резервуары могут быть надземного и подземного расположения.

23

Основные операции: приём нефтепродуктов; хранение нефтепродуктов; распределение нефтепродуктов в железнодорожные цистерны, нефтеналивные суда и по трубопроводам; замер, учёт, определение качества нефтепродуктов и оформление товарно-транспортной документации. При выполнении основных операций производят внутрибазовые и перегрузочные работы, а также при необходимости разогрев нефтепродуктов. Вспомогательные операции: приём и регенерация отработанных масел; очистка и обезвоживание нефтепродуктов; восстановление качества масел и топлив; очистка нефтесодержащих промышленных стоков и балластных вод танкеров; ремонт технологического оборудования, зданий и сооружений; ремонт и изготовление тары; эксплуатация котельных, транспортных и энергетических устройств. Состав и объём основных и вспомогательных операций зависят от товарооборота и производственных задач нефтебазы и не являются одинаковыми для всех нефтебаз.

25

• Потери происходят от утечек, испарения, смешивания различных сортов нефтепродуктов, примерно 75% потерь происходит от испарения. Потери от утечек происходят через неплотности резервуаров, трубопроводов, задвижек, при случайном разливе и т.д. и предотвращаются проведением профилактических ремонтов и специальных мероприятий.  Потери от смешивания происходят при последовательной перекачке нескольких нефтепродуктов и при случайном их смешивании в резервуарах. Потери от испарения. В резервуаре, имеющем некоторое количество продукта, газовое пространство заполнено паровоздушной смесью. Всякое выталкивание паровоздушной смеси из газового пространства резервуара в атмосферу сопровождается потерями нефтепродукта- это и есть потери от испарения, они происходят по нескольким причинам:Потери от вентиляции газового пространства. Если в крыше резервуара имеются в двух местах отверстия, расположенные на некотором расстоянии по вертикали, то более тяжелые бензиновые пары будут выходить через нижнее отверстие, а атмосферный воздух будет выходить через верхнее отверстие; установится естественная циркуляция воздуха и бензиновых паров в резервуаре, образуются так называемые газовые сифоны. Потери от вентиляции могут происходить через открытые люки резервуаров путем простого выдувания бензиновых паров ветром, поэтому люки необходимо тщательно герметизировать. Потери от больших дыханий- от вытеснения паров нефтепродуктов из газового пространства закачиваемым нефтепродуктом. Нефтепродукт, поступая в резервуар, сжимает паровоздушную смесь до давления, на которое установлена арматура. Потери от «обратного выдоха». Вошедший в резервуар воздух начнет насыщаться парами нефтепродукта; количество газа в резервуаре будет увеличиваться, поэтому по окончании «вдоха»  спустя некоторое время из резервуара может произойти «обратный выдох»- выход насыщающейся газовой смеси.Потери от насыщения газового пространства. Если в пустой резервуар содержащий только воздух залить небольшое количество нефтепродукта- последний начнет испарятся и насыщать газовое пространство. Паровоздушная смесь будет увеличиваться в объеме и часть её может уйти из резервуара- произойдут потери насыщения.Потери от малых дыханий происходят в результате следующих причин:Из-за повышения температуры газового пространства в дневное время (при нагреве солнечными лучами), паровоздушная смесь стремится расширится, концентрация паров нефтепродукта повышается, давление растет. Когда давление в резервуаре станет равным давлению на которое установлен дыхательный клапан, он откроется и из резервуара начинает выходить паровоздушная смесь- происходит «выдох». В ночное время из-за снижения температуры часть паров конденсируется, паровоздушная смесь сжимается, в газовом пространстве создается вакуум, дыхательный клапан открывается и в резервуар входит атмосферный воздух- происходит «вдох».

28

Подземное хранение газа — технологический процесс закачки, отбора и хранения газа в пластах-коллекторах и выработках-емкостях, созданных в каменной соли и в других горных породах. Подземное хранилище газа (ПХГ) — это комплекс инженерно-технических сооружений в пластах-коллекторах геологических структур, горных выработках, а также в выработках-емкостях, созданных в отложениях каменных солей, предназначенных для закачки, хранения и последующего отбора газа, который включает участок недр, ограниченный горным отводом, фонд скважин различного назначения, системы сбора и подготовки газа, компрессорные цеха. ПХГ сооружаются вблизи трассы магистральных газопроводов и крупных газопотребляющих центров для возможности оперативного покрытия пиковых расходов газа. Всего в мире действует более 600 подземных хранилищ газа общей активной емкостью порядка 340 млрд м³. Наибольший объем резерва газа хранится в ПХГ, созданных на базе истощенных газовых и газоконденсатных месторождений. Менее емкими хранилищами являются соляные каверны, есть также единичные случаи создания ПХГ в кавернах твердых пород.

26

По назначению ПХГ подразделяются на базовые, районные и локальные.

Базовое ПХГ характеризуется объемом активного газа до нескольких десятков миллиардов кубических метров и производительностью до нескольких сотен миллионов кубических метров в сутки, имеет региональное значение и влияет на газотранспортную систему и газодобывающие предприятия. Районное ПХГ характеризуется объемом активного газа до нескольких миллиардов кубических метров и производительностью до нескольких десятков миллионов кубических метров в сутки, имеет районное значение и влияет на группы потребителей и участки газотранспортной системы (на газодобывающие предприятия при их наличии). Локальное ПХГ характеризуется объемом активного газа до нескольких сотен миллионов кубических метров и производительностью до нескольких миллионов кубических метров в сутки, имеет локальное значение и область влияния, ограниченную отдельными потребителями. По типу различают наземные и подземные газовые хранилища. К наземным относятся газгольдеры (для хранения природного газа в газообразном виде) и изотермические резервуары (для хранения сжиженного природного газа), к подземным — хранилища газа в пористых структурах, в соляных кавернах и горных выработках. природный или искусств, резервуар для хранения газа. Различают Г. х. наземные (см. Газгольдер) и подземные. Осн. пром. значение имеют подземные Г. х., способные вмещать сотни млн. м³ (иногда млрд. м³) газа. Они менее опасны и во много раз экономически эффективнее, чем наземные. Удельный расход металла на их сооружение в 20-25 раз меньше. В отличие от газгольдеров, предназначенных для сглаживания суточной неравномерности потребления газа, подземные Г. х. обеспечивают сглаживание сезонной неравномерности. В зиму 1968-69 из подземных Г. х. в Москву в сутки подавалось до 20 млн. м³ природного газа, а из газгольдеров - только 1 млн. м³. Летом, когда резко уменьшается расход газа, особенно за счёт отопления, его накапливают в Г. х., а зимой, когда потребность в газе резко возрастает, газ из хранилищ отбирают (рис.). Кроме того, подземные Г. х. служат аварийным резервом топлива и хим. сырья.Газотранспортная система, рассчитанная на макс, потребность в газе, на протяжении года будет не загружена, если же исходить из минимальной подачи, то город в отдельные месяцы не будет полностью обеспечен газом. Поэтому газотранспортную систему сооружают исходя из средней её производительности, а вблизи крупных потребителей газа создают Г. х. Сезонную неравномерность потребления газа частично выравнивают с помощью т. н. буферных потребителей, к-рые летом переводятся на газ, а зимой используют др. вид топлива (обычно мазут или уголь).График газопотребления промышленного города по месяцам.Подземные Г. х. сооружаются двух типов: в пористых породах и в полостях горных пород. К первому типу относятся хранилища в истощённых нефтяных и газовых месторождениях, а также в водоносных пластах. В них природный газ обычно хранится в газообразном состоянии. Ко второму типу относятся хранилища, созданные в заброшенных шахтах, старых туннелях, в пещерах, а также в спец. горных выработках, к-рые сооружаются в плотных горных породах (известняках, гранитах, глинах, каменной соли и др.). В полостях горных пород газы хранятся преим. в сжиженном состоянии при темп-ре окружающей среды и при давлении порядка 0,8-1,0 Мн/м² (8-10кгс/см²) и более. Обычно это пропан, бутан и их смеси. С нач. 60-х гг. применяется в пром. масштабах подземное и наземное хранение природного газа в жидком состоянии при атмосферном давлении и низкой темп-ре (т. н. изотермические хранилища).

24

• зона железнодорожного приема и отпуска. Включает железнодорожные сливо-наливные устройства, насосные и компрессорные станции, хранилища жидкостей в таре, погрузочно-разгрузочные площадки, лаборатории, технологические трубопроводы различного назначения, операторные помещения и другие объекты, связанные с проводимыми операциями; зона водного приема и отпуска. Определяется морскими или речными пирсами и причалами, насосными станциями, технологическими трубопроводами, операторными, манифольдами и другими сооружениями, обеспечивающими сливо-наливные операции в транспортные емкости;

• зона резервуарного хранения. Включает резервуары, технологические трубопроводы, газосборники, газовые обвязки, насосные, операторные, манифольды и др.;

• зона розничного отпуска. Представляет собой автоэстакады, устройства для налива нефтепродуктов в автоцистерны, разливочные, хранилища для нефтепродуктов в таре, цеха затаривания нефтепродуктов, цеха регенерации отработанных масел, маслоосветительные установки, насосные, оперативные площадки чистой и грязной тары, автовесы, погрузочные площадки, лаборатории и т.д.;

• зона очистных сооружений. Содержит буферные резервуары, песколовки, нефтеловушки, флотары, фильтры, биофильтры, хлораторные, азонаторные, пруды-отстойники, пруды-испарители, шлаконакопители (иловые площадки);

• зона подсобных зданий и сооружений. В нее входят ремонтно-механические мастерские, пропарочные установки, котельные, малярные цеха, электростанции и трансформаторные подстанции, распределительные пункты, водопроводы, склады для тары и материалов, цеха по ремонту оборудования;

• зона административно-хозяйственная. Включает объекты противопожарной службы, административные здания, столовые, проходные, гаражи, объекты охраны и т.д.Стоит отметить, что разделение нефтебазы на зоны достаточно условно.

29

распределение жидкостей и газов в зависимости от их плотности.Несмотря на то, что месторождения нефти и газа распределены неравномерно, имеются определенные закономерности в их распределении в земной коре.1. Существует вертикальная, глубинная зональность нефти и газа. Впервые ее установил В.А.Соколов в 1948 г. Сверху вниз он выделил четыре зоны по характеру биохимических процессов превращения органического вещества и образования углеводородов.I зона – 0,0 – 50,0 м. При глубине погружения до 50 м происходят только биохимические процессы преобразования органического вещества, захороняемого в осадочных отложениях, с выделением газообразных продуктов. II зона – 50-1000 м. При погружении отложений от 50 м до 1000 м биохимические процессы постепенно затухают, сменяются процессами гидрогенизации и термокатализа                       III зона – 1000-6000 м. При глубине погружения от 1000 м до 6000 м, активно развиваются термокаталические процессы превращения органического вещества, в результате которых образуются углеводороды нефти и газа. IV зона – более 6000 м. При глубине погружения более 6000 м, где температура достигает 200°С и выше, обнаруживаются только газовые месторождения.

Таким образом, идеальная схема вертикальной зональности размещения залежей нефти и газа выглядит следующим образом: верхняя зона сухого газа → зона нефти с растворенным газом и газовыми шапками, газоконденсатом → зона газоконденсата → нижняя зона сухого газа.

30

К полым подземным резервуарам относятся полости, создаваемые в отложениях каменной соли (пластах, массивах, куполах, штоках), в непроницаемых или практически непроницаемых горных породах (гипс, ангидрит, гранит, глина и др.)Основные наземные объекты ПГХ: приемный шлюз, впускные фильтры, газоизмерительная станция, компрессорная станция, газораспределительная станция вместе с измерительными линиями, станция осушки газа, насосная станция дозировки газа, технологическая котельная, установка по удалению газов, трансформаторная станция, мастерские, административные помещения и центр управления.