Регламент ведения товарно-коммерческих операций в ОАО «АК «Транснефть», страница 10. Некондиционная нефть регламент


Регламент ведения товарно-коммерческих операций в ОАО «АК «Транснефть», страница 2

·  Схемы нормальных (технологических) грузопотоков нефти в системе магистральных нефтепроводов АК «Транснефть», утвержденной Минтопэнерго России, 1997 г. (8)

·  Регламента действий оперативного персонала ОАО МН по безопасному предотвращению приема некондиционной нефти в систему магистральных нефтепроводов, утвержденного ОАО «АК «Транснефть», 2000 г. (9).

2. Термины и определения.

            Настоящий раздел устанавливает термины и определения основных понятий при проведении товарно-коммерческих операций в ОАО «АК «Транснефть». Установленные термины рекомендуются для применения в документации ОАО «АК «Транснефть» и ОАО МН всех видов. Для каждого понятия установлен один термин, для отдельных терминов в качестве справочных приведены их краткие формы, которые разрешается применять в случаях, исключающих возможность их разного толкования.

            2.1. Товарно-коммерческие операции (ТКО) на ПСП (НПС, ЛПДС), в РНУ, в ОАО МН и ОАО «АК «Транснефть» – операции по приему, сдаче нефти, определению количества и качества нефти, оформлению приемо-сдаточных документов, инвентаризации нефти, снятию фактических остатков, списанию естественной убыли и потерь нефти, отпуску и расходу на собственные нужды, отпуску сторонним потребителям, организационные мероприятия по обеспечению достоверного учета транспортируемой и хранимой нефти. Функции ПСП, РНУ, ОАО МН и ОАО «АК «Транснефть» определены в соответствующих разделах Регламента.

            2.2. График транспортировки – план приема, транспортировки и сдачи нефти по системе магистральных нефтепроводов ОАО «АК «Транснефть».

            2.3. Маршрутное поручение – поручение ОАО «АК «Транснефть» дочерним ОАО МН на транспортировку партии нефти грузоотправителя по конкретному маршруту.

            2.4. Качественные показатели нефти – совокупность свойств нефти в соответствии с требованиями нормативных документов.

            2.5. Контроль технологический – мероприятия по обеспечению соответствия условий эксплуатации средств измерений и оборудования установленным техническим требованиям.

            2.6. Контроль технический – мероприятия по обеспечению и проведению комплекса работ по поддержанию средств измерений и оборудования в состоянии, пригодном для использования в соответствии с техническими требованиями.

            2.7. Контроль метрологический – поверка средств измерений и контроль технических характеристик средств измерений в межповерочном интервале в процессе эксплуатации.

            2.8. Контроль пломбированием – мероприятия по обеспечению сохранности технологической схемы транспортировки нефти и обеспечению достоверности определения количества и показателей качества нефти.

            2.9. Система измерений количества и показателей качества нефти (СИКН) – по РД 153-39.4-042-99 Инструкция по определению массы нефти при учетных операциях с применением систем измерений количества и показателей качества нефти (2).

            2.10. Резервуары – емкости различных типов для приема, хранения и откачки нефти. Градуированный (поверенный) резервуар используется для измерения количества нефти.

            2.11. Аналитическая лаборатория – лаборатория, проводящая определение качественных показателей нефти методами химического анализа или экспресс-методами.

            2.12. Емкости технологические – емкости всех видов, используемые на объектах ОАО «АК «Транснефть» и имеющие обвязку с технологической схемой транспортировки нефти.

            2.13. Трубопроводы технологические – совокупность участковтрубопроводов НПС, в том числе обвязки узлов и емкостей, заполненные технической нефтью или опорожненные от нее.

            2.14. Линейная часть магистральных нефтепроводов – совокупность участков нефтепровода, соединяющих нефтеперекачивающие станции между собой либо с приемо-сдаточными пунктами, в том числе обвязки камер приема-пуска средств очистки и диагностики, заполненные технической нефтью или опорожненные от нее.

vunivere.ru

Регламент ведения товарно-коммерческих операций в ОАО «АК «Транснефть», страница 10

            Для целей оперативного контроля транспортируемой нефти состав системы должен обеспечивать измерения объема, температуры и давления нефти с вторичной электронной аппаратурой, обеспечивающей достоверный оперативный контроль.

            5.3. Обеспеченность организационно-распорядительной и нормативной документацией, технологическими схемами и картами.

            ПСП должен быть обеспечен необходимой нормативной документацией согласно приложению настоящего регламента, а также другой организационно-распорядительной документацией:

-  положением о ПСП;

-  производственными инструкциями;

-  маршрутными поручениями ОАО АК «Транснефть» или телефонограммами (факсограммами) ОАО МН;

-  приказами и распоряжениями руководства РНУ, ОАО МН, ОАО «АК «Транснефть» по ведению ТКО, в том числе о назначении ответственных лиц за подписание приемо-сдаточных документов и оформленные доверенности на этих лиц;

-  другими специально разработанными документами для конкретного ПСП.

            5.4. Операции определения количества и показателей качества нефти, оформление результатов измерений, оформление документов приема-сдачи нефти, отчетных документов, сроки, ответственность.

            5.4.1. Товарная нефть.

Учет нефти производится в тоннах, по массе нетто.

            Прием нефти осуществляется ежесуточно на равномерной основе от объема, указанного в месячной заявке грузоотправителя, в строгом соответствии с маршрутными поручениями.

            Прием нефти осуществляется с оформлением  акта приема-сдачи нефти и паспорта качества, предусмотренными Инструкцией по учету нефти при ее транспортировке по системе магистральных нефтепроводов ОАО «АК «Транснефть» (1).

            Сдающая сторона несет ответственность за соответствие показателей качества нефти установленным требованиям (раздел 4 регламента).

            В случае сдачи нефти с показателями, не соответствующими требованиям раздела 4 настоящего регламента или нефти, содержащей свободный газ, а также при нарушении требований нормативной документации, регламентирующей работу СИКН и резервуаров, прием такой нефти должен быть приостановлен. В таких случаях следует руководствоваться Регламентом действий оперативного персонала ОАО МН по безопасному предотвращению приема некондиционной нефти в систему магистральных нефтепроводов (9).

            Сдача нефти на конечном ПСП в пункте назначения осуществляется на основании маршрутного поручения, после подтверждения факта ее приема в начале маршрута.

            Подтверждением факта приема-сдачи нефти является акт приема-сдачи нефти, подписанный принимающей и сдающей сторонами.

            5.4.2. Отпуск нефти на собственные нужды.

            ОАО МН используют часть собственной нефти в качестве топлива и на другие технологические нужды. Нефть для собственных нужд ОАО МН может приобретать у владельцев нефти на общих основаниях в пределах объемов, предусмотренных сметой, утвержденной на год и согласованной с ОАО «АК «Транснефть»

            Учет нефти на собственные нужды осуществляется и оформляется в соответствии с Инструкцией по учету нефти при ее транспортировке по системе магистральных нефтепроводов ОАО «АК «Транснефть» (1).

            Как правило, для учета количества нефти, отпущенной на собственные нужды, применяются два параллельно обвязанных резервуара, один из которых используется для непосредственного отпуск нефти, а второй для накопления резерва для последующего отпуска. Резервуары должны быть градуированы (поверены) в соответствии с требованиями документации на градуировку (поверку) применяемого типа резервуара. Измерения уровня нефти в резервуарах производят с помощью поверенных средств измерений. Для измерения уровня следует пользоваться специально предназначенными для этих целей люками.

            При проведении работ по определению количества нефти в резервуарах следует руководствоваться требованиями по технике безопасности, пожарной безопасности и инструкциями по измерению уровня нефти, отбору проб и измерению температуры нефти в используемом типе резервуара.

vunivere.ru

ПНСТ 154-2016 Нефтепродукты. Восстановление показателей качества, ПНСТ от 27 октября 2016 года №154-2016

ПНСТ 154-2016

НЕФТЕПРОДУКТЫ

Восстановление показателей качества

ОКС 75.080

Срок действия с 2017-07-01по 2020-07-01

Предисловие

1 РАЗРАБОТАН Открытым акционерным обществом "Всероссийский научно-исследовательский институт по переработке нефти" (ОАО "ВНИИ НП")

2 ВНЕСЕН Техническим комитетом по стандартизации ТК 31 "Нефтяные топлива и смазочные материалы"

3 УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 27 октября 2016 г. N 76-пнстПравила применения настоящего стандарта и проведения его мониторинга установлены в ГОСТ Р 1.16-2011 (разделы 5 и 6).Федеральное агентство по техническому регулированию и метрологии собирает сведения о практическом применении настоящего стандарта. Данные сведения, а также замечания и предложения по содержанию стандарта можно направить не позднее чем за девять месяцев до истечения срока его действия разработчику настоящего стандарта по адресу: [email protected] и в ОАО "ВНИИ НП" по адресу: 111116, г.Москва, ул.Авиамоторная, д.6 и в Федеральное агентство по техническому регулированию и метрологии по адресу: 109074, г.Москва, Китайгородский проезд, д.7, ст.1.В случае отмены настоящего стандарта соответствующее уведомление будет опубликовано в ежемесячном информационном указателе "Национальные стандарты" и журнале "Вестник Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии". Уведомление будет размещено также на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет (www.gost.ru)

1 Область применения

Настоящий стандарт устанавливает процедуру восстановления отдельных показателей качества нефтепродуктов, поступивших или находящихся на предприятии нефтепродуктообеспечения.Стандарт предназначен для применения предприятиями нефтепродуктообеспечения, осуществляющими приемку, хранение, транспортирование и сдачу (отгрузку) нефтепродуктов, независимо от их организационно-правовых форм и форм собственности предприятия.Требования настоящего стандарта не распространяются на авиационные бензины и топлива для реактивных двигателей.

2 Нормативные ссылки

В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:ГОСТ 2517 Нефть и нефтепродукты. Методы отбора пробГОСТ 3900 Нефть и нефтепродукты. Методы определения плотностиГОСТ 15467 Управление качеством продукции. Основные понятия. Термины и определенияГОСТ 16504 Система государственных испытаний продукции. Испытания и контроль качества продукции. Основные термины и определенияГОСТ 26098 Нефтепродукты. Термины и определенияГОСТ 31873 Нефть и нефтепродукты. Методы ручного отбора пробГОСТ Р 51069 Нефть и нефтепродукты. Метод определения плотности, относительной плотности и плотности в градусах API ареометромГОСТ Р 55971 Нефть и нефтепродукты. Паспорт. Общие требованияПримечание - При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов в информационной системе общего пользования - на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет или по ежегодному информационному указателю "Национальные стандарты", который опубликован по состоянию на 1 января текущего года, и по выпускам ежемесячного информационного указателя "Национальные стандарты" за текущий год. Если заменен ссылочный стандарт, на который дана недатированная ссылка, то рекомендуется использовать действующую версию этого стандарта с учетом всех внесенных в данную версию изменений. Если заменен ссылочный стандарт, на который дана датированная ссылка, то рекомендуется использовать версию этого стандарта с указанным выше годом утверждения (принятия). Если после утверждения настоящего стандарта в ссылочный стандарт, на который дана датированная ссылка, внесено изменение, затрагивающее положение, на которое дана ссылка, то это положение рекомендуется применять без учета данного изменения. Если ссылочный стандарт отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, рекомендуется применять в части, не затрагивающей эту ссылку.

3 Термины и определения

В настоящем стандарте применены термины по [1], ГОСТ 15467, ГОСТ 16504, ГОСТ 26098, ГОСТ 31873, а также следующий термин с соответствующим определением:

3.1 восстановление показателя качества нефтепродукта: Доведение значений показателей качества некондиционного нефтепродукта до значений, установленных в технических регламентах [2] и [3] и документах по стандартизации, без изменения марки восстанавливаемого нефтепродукта и сохранение качества по остальным показателям.

4 Процедура восстановления показателей качества некондиционного нефтепродукта

Процедура восстановления показателей качества некондиционного нефтепродукта заключается в его смешении с товарным нефтепродуктом той же марки (но другой партии), имеющим запас по значению восстанавливаемого показателя, по которому некондиционный нефтепродукт не соответствует документу по стандартизации, с последующим отстаиванием (с нагреванием или без нагревания) полученной смеси и фильтрацией.Перед проведением процедуры определяют значение восстанавливаемого показателя (показателей) качества исходных нефтепродуктов - некондиционного и кондиционного нефтепродуктов, который имеет запас по значению этого показателя качества. Вычисляют требуемое соотношение нефтепродуктов, подлежащих смешению. В соответствии с вычисленным соотношением в лабораторных условиях проводят экспериментальное смешение нефтепродуктов. Определяют значение восстанавливаемого показателя (показателей) качества для образца смеси и сравнивают полученный результат со значением, указанным в документе по стандартизации. При получении результатов, соответствующих значениям в документе по стандартизации, приступают к восстановлению качества нефтепродукта непосредственно в средствах хранения.Некондиционные нефтепродукты, качество которых не может быть восстановлено, направляют на переработку.

5 Отбор проб

Отбор проб проводят по ГОСТ 2517 или ГОСТ 31873.

6 Подготовка к процедуре восстановления

docs.cntd.ru

Технологический регламент, регулирующий технологию эксплуатации Установки подготовки нефти «Северная» ОАО «Ульяновскнефть»

мероприятий, обеспечивающий минимальный уровень опасности

95

7.2

Взрывопожароопасные свойства и токсичность сырья, готовой продукции и реагентов

96

7.3

Классификация производственных помещений и наружных   установок комплекса установки подготовки нефти по взрывной и пожарной опасности, санитарной характеристике

99

7.4

Классификация технологических блоков по взрывоопасности

101

7.5

Возможные неполадки технологического процесса, причины и способы их устранения

103

7.5.1

Причины организационного характера

103

7.5.2

Причины технического характера

103

7.5.3

Причины технологического характера, способы устранения неполадок

104

7.6

Возможные аварийные состояния производства, способы их

предупреждения и устранения

105

7.6.1

Прекращение подачи нефти на УПН

105

7.6.2

Прекращение подачи электроэнергии

105

7.6.3

Прекращение подачи пресной воды

105

7.6.4

Прекращение подачи водяного пара

105

7.6.5

Прорыв горючих газов и нефти

106

7.6.6

Возгорание, пожар

106

7.7

Пожарная безопасность

107

7.8

Методы и средства защиты персонала от производственной     опасности

112

7.9

Дополнительные меры безопасности при эксплуатации производства

115

7.9.1

Безопасные методы обращения с пирофорными отложениями

115

7.9.2

Способы обезвреживания и нейтрализации продуктов производства  при разливах и авариях

116

7.9.3

Индивидуальные и коллективные средства защиты

117

7.9.4

Возможность накапливания зарядов статического электричества, их опасность и способы нейтрализации

118

7.9.5

Способ обезвреживания продуктов в аварийных случаях.

118

7.9.6

Основные опасности применяемого оборудования и трубопроводов и меры по предупреждению аварийной разгерметизации технологических систем.

119

8

Отходы при производстве продукции, сточные воды, выбросы в     атмосферу, методы их утилизации переработки.

120

8.1

Общие положения

120

8.2

Защита поверхностных и подземных вод от загрязнения сточными водами

121

8.3

Охрана атмосферного воздуха

122

9

Краткая характеристика технологического оборудования

124

9.1

Резервуарное оборудование  

124

9.2

Экспликация насосного оборудования

127

9.3

Краткая характеристика предохранительных клапанов

130

9.4

Характеристика регулирующих клапанов

131

10

Перечень  обязательных  инструкций и нормативно-технической            документации

133

11

Перечень технологических  схем

135

12

Лист изменений в технологическом  регламенте

136

13

Лист ознакомления с регламентом работников УПН

137

Общие положения

Технологический регламент разработан на основании договора № 12293-10 «Разработка технологических регламентов на эксплуатацию УППН «Южная», УПН «Северная»,

УПСВ «Северная» ОАО «Ульяновскнефть» от 8.09.2010, заключенного между

 ОАО «Ульяновскнефть»  и  ООО «ПСС».

Назначение регламента

Регламент является нормативно-техническим документом, регулирующим технологию

эксплуатации Установки подготовки нефти  «Северная».

Обеспечивает уровень надежности, безопасности, производственной санитарии,

пожаровзрывобезопасности и охраны окружающей среды.

Цель регламента

Целью Регламента является устойчивое ведение технологических процессов подготовки нефти, обеспечение промышленной безопасности, работоспособности  и  надежности 

установки  подготовки  и  переработки  нефти.

Область распространения регламента

Регламент распространяется на УПН «Северная».

Срок действия регламента

Срок действия регламента- 5 лет со дня утверждения.

Регламент пересматривается досрочно в случаях:

- изменений в технологии и аппаратном оформлении;

- введения в действие директивными, контролирующими или вышестоящими 

  организациями  новых  требований  или  ограничений;

- аварий, произошедших по причине недостаточного уровня требований по обеспечению

  безопасных условий эксплуатации установки;

- при других условиях, если требования Регламента не отвечают задачам

 охраны окружающей среды и техники безопасности.

Разработчик регламента

Разработчиком является ООО «ПСС»

Адрес: 443001 г. Самара, ул. Самарская 188 «А» оф.63

Телефон: (846) 269 89 52;

Факс: (846) 269 89 52;

Директор – Сазонов В.Ф.

 1.Общая характеристика производственного объекта

   Установка подготовки нефти УПН «Северная» ОАО «Ульяновскнефть» расположена на территории Мелекесского района Ульяновской области, в северо-восточной части Филипповского месторождения в 2,5 км северо-восточнее с.Вишенки, южнее автодороги с асфальтовым покрытием между п.Дивное и п. Уткин, в 4 км от п.Дивное и 40 км от г. Димитровграда.

На УПН  производится подготовка нефти Северной группы месторождений

ОАО «Ульяновскнефть».

    1.1 Назначение объекта

     УПН служит для:

- удаления воды и солей из поступающей водонефтяной эмульсии;

- хранения товарной нефти;

- автовывоза подготовленной  нефти на УППН «Южная» для дальнейшей перекачки на

ПСП «Клин»;

- очистки, повторного использования и утилизации сточных вод.

- сжигания попутного нефтяного газа на факелах высокого и низкого давления.

     1.2. Состав сооружений

      В состав установки подготовки и переработки нефти входят следующие  основные 

 технологические  модули:

- Установка блочная сепарационная УБС;

- Электродегидраторы ЭД-1, ЭД-2;

- Теплообменники Т-101/1, Т-101/2;

- Теплообменники Т-102/1, Т-102/2;

- Газосепаратор ГС-1;

- Нефтегазосепаратор ГС-2;

- Нефтегазосепаратор С-2;

- Сепаратор факельный ФС-1;

- Сепаратор факельный ФС-2;

- Аппарат 1-32-1.0-1И КЕ-2;

- Нефтегазосепаратор КС-1;

- Автоматизированная система налива нефти  АСН-1,2,3,4,5,6,7,8.

- Блок реагентный БР-1,БР-2;

- Система факельная ФВД;

- Система факельная ФНД;

- Установка улавливания легких фракций УУЛФ;

- Смеситель СМ-1,2,3;

- Резервуар вертикальный стальной КБ-1;

- Резервуар вертикальный стальной КБ-2;

- Резервуары товарной нефти РВС-1, 1А, 2, 4, 4А;

- Промежуточные резервуары РВС-5,6;

- Отстойник О-1/1, О-1/2;

- Отстойник О-2/1, О-2/2;

- Ёмкость подземная Е-1,Е-2;

- Ёмкость подземная Е-200,Е-201,Е-202;

- Ёмкость пресной воды Е-3;

- Ёмкость подземная КЕ-1,КЕ-3;

- Отстойник воды КО-1, КО-2;

- Дренажная ёмкость- Нефтеловушка;

- Ёмкость сбора нефтешламов закрытого типа- Шламонакопитель;

- Фильтр СДЖ 250-1,6-1-1  Ф-1,Ф-2.

Проектная организация - ОАО «Самаранефтехимпроект».

Производительность УПСВ  - по нефти 500 тыс. тн./год., по жидкости 642 тыс. м3/год.

Дата ввода в эксплуатацию - 2005 год.

2.Характеристики сырья,  вспомогательных материалов, готовой

    продукции.     

2.1 Характеристики сырья

    Сырьем для УПН «Северная» является дегазированная нефть месторождений

vunivere.ru

"Транснефть" не исключила прекращение транзита нефти через Махачкалу

Фото: chernovik.net

Оператор нефтетранспортной системы России “Транснефть” сегодня в официальном сообщении выразил обеспокоенность возможным прекращением транзита нефти через порт Махачкалы и его переориентацией транзита в Азербайджан и Грузию. Виноват в этом, по мнению компании, растущий объем потерь сырья на терминале предприятия “Дагнефтепродукт”, передает «Интерфакс».

“Криминальная обстановка на “Дагнефтепродукте” и бездействие республиканских административных структур фактически приводит к закрытию экспортных потоков нефти Каспия через единственную инфраструктуру Российской Федерации, принадлежащей государству. Закрытие, а как следствие, и потеря транзитного канала, приведет к перенаправлению потенциальных объемов нефти на такие коридоры, как Баку – Тбилиси – Джейхан и порты Грузии”, – сказано в сообщении “Транснефти”.

В адрес российского нефтетранспортного оператора участились обращения грузоотправителей, в основном зарубежных, с жалобами на потери и другие проблемы при перевалке нефти из танкеров на терминал “Дагнефтепродукта” в порту Махачкалы. Оттуда нефть подается на прием НПО “Махачкала” “Черномортранснефти” для дальнейшей транспортировки по системе магистральных нефтепроводов в Новороссийск.

“Потери нефти при перекачке из танкеров в резервуары не должны превышать 0,2% по действующим нормативам. В то же время туркменские грузоотправители отмечают, что в 2013 году потери составляли 0,69% прокачки, в 2014-м – 0,84%, в 2015 году – 0,44%, а за первый квартал 2016 года – уже 1,43%”, – отмечается в сообщении “Транснефти”.

Вот совсем недавний факт. В мае 2016 года “Дагнефтепродукт”, приняв 5 тыс тонн туркменской нефти, вообще отказалось сдать этот объем в систему “Транснефти”. Сейчас оператор махачкалинского терминала пытается заставить владельца груза подписать акт по формированию “мертвых” остатков в резервуарах нефтебазы.

“Кроме того, “Черномортранснефтью” неоднократно отмечалось при приеме нефти в систему магистральных нефтепроводов из резервуаров “Дагнефтепродукта” превышение допустимых значений такого показателя нефти как “массовая концентрация хлористых солей”, а также повышенное содержание воды. Только за первый квартал 2016 года было 16 остановок приема некондиционной нефти из резервуаров “Дагнефтепродукта”. В течение 2015 года их было до полусотни”, – утверждает “Транснефть”.

Оператор нефтетранспортной системы России рассказал в своем заявлении, что Ростехнадзор организовал по поводу приведенных фактов проверку в отношении “Дагнефтепродукта”. По ее результатам возбуждены 11 дел об административных правонарушениях за нарушение требований промышленной безопасности. Тем не менее, как отмечает “Транснефть”, положение дел не только не изменилось, но и ухудшилось.

По данным «Интерфакса», проблемы с резервуарным парком “Дагнефтепродукта” уже привели к снижению объемов транспортируемой нефти по маршруту Махачкала – Новороссийск. С 2013 года ЛУКОЙЛ снизил количество отгружаемой нефти через махачкалинский порт почти вдвое, перенаправив объемы в нефтепровод Баку – Тбилиси – Джейхан. Теперь туркменские производители также заявляют о готовности приостановить отгрузку нефти через Махачкалу.

Между тем, как пояснил пресс-секретарь “Транснефти” Игорь Дёмин, прокачка нефти через Махачкалу станет нерентабельной при падении ниже уровня 2 млн тонн в год.  :///

 

teknoblog.ru