- •1.Классификация магистральных нефтепроводов и газопроводов Классификация нефтепроводов сп 36.13330.2012
- •2. Системы перекачки
- •3. Характеристики насосов, насосных станций и трубопровода. Совмещённая характеристика.
- •Совмещенная характеристика
- •4. Уравнение баланса напоров.
- •Формулы для гидравлического расчета нефтепровода.
- •Потери напора на трение в тп опр-т по формуле Дарси-Вейсбаха
- •5. Определение необходимого числа насосных станций
- •6. Определение наличия перевальных точек по трассе нефтепровода
- •7. Расчет трубопроводов при заданном расположении насосных станций
- •8.Расчет коротких трубопроводов
- •9. Нефтепроводы со сбросами
- •10 Регулирование режима работы насосных станций.
- •1Изменение параметров нпс:
- •2Изменение параметров тр-да
- •Методы, связанные с изменением параметров трубопровода:
- •11. Основные формулы для гидравлического расчета газопровода
- •12. Температурный режим газопровода
- •13. Изменение давления по длине гп. Среднее давление.
- •Среднее давление в газопроводе
- •14. Определение зоны возможного гидратообразования в гп.
- •15. Защита трубопроводов от коррозии
- •16. Целесообразность последовательной перекачки
- •17. Приближенная теория смесеобразования
- •18. Влияние различных факторов на процесс смесеобразования и борьба с ним
- •Влияние скорость перекачки
- •Влияние остановок перекачки
- •Влияние конструктивных особенностей обвязки перекачивающих станций
- •Влияние объема партий перекачиваемых жидкостей
- •Влияние соотношения вязкостей жидкостей
- •19. Прием и реализация смеси на конечном пункте трубопровода
- •Прием всей смеси в один резервуар
- •Деление смеси пополам
- •Прием всей смеси в один чистый нефтепродукт
- •Деление смеси на три неравные части
- •20. Особенности гидрав-го расчета при последовательной перекачке Определение числа перекачивающих станций
- •Определение числа циклов последовательной перекачки
- •Определение необходимого объема резервуарной емкости
- •21. Изменение давления нпс и расхода при замещении одного нефтепродукта другим.
- •Изменение давления на выходе перекачивающей станции
- •Изменение давления в линейной части трубопровода
- •22. Контроль за последовательной перекачкой
- •Контроль смеси по изменению плотности
- •Контроль смеси по скорости распространения ультразвука
- •Контроль смеси по оптической плотности
- •Контроль смеси с помощью индикаторов
- •23. Реологические свойства вязких и застывающих нефтей
- •24. Способы перекачки вязких и застывающих нефтей
- •Гидроперекачка
- •Перекачка с предварительным улучшением реологических свойств нефтей за счет механического воздействия
- •25. Исходные данные для теплового и гидрав-го расчета
- •26. Тепловой расчёт горячих трубопроводов
- •27. Гидравлический расчет горячих трубопроводов
- •28. Оптимальная температура подогрева
- •29. Прогрев горячих тп перед пуском
- •30. Замещение высоковязких нефтей маловязкой жидкостью при остановках горячей перекачки.
- •31. Трубопроводный транспорт нефти и газа в двухфазном сост-и
- •32. Трубопроводный транспорт газонасыщенных нефтей
- •33 Трубопроводный транспорт твёрдых и сыпучих материалов.
- •34. Очистка трубопровода от отложений парафина.
- •35. Нагрузки и воздействия Расчет толщины стенки трубопровода.
- •36. Проверка трубопровода на прочность и деформацию
- •37. Разделение т/п и их лч на категории.
- •38. Очистка внутренней полости и испытание т/п после сооружения
- •39. Подводные переходы (подготовительные работы, способы пригрузки, расчет устойчивости).
- •40. Проверочный расчет фундаментов под основное оборудование на статические и динамические нагрузки.
- •41 Выверка оборудования при его монтаже на фундаменте
- •Установочными болтами: Более эффективным способом выверки в вертикальной плоскости является бесподкладочный (с помощью установочных болтов).
- •42 Монтаж подшипников агрегатов.
- •Подшипники скольжения.
- •Подшипники качения.
- •43. Центровка полумуфт и валов агрегатов по полумуфтам.
- •2) По полумуфтам при помощи двух радиальных стрелок (рис.3, б):
- •44. Пусконаладочные работы Правила технической эксплуатации и требования безопасности труда в газовом хозяйстве Российской Федерации:
- •45. Сварочно-монтажные работы при сооружении мт
- •1Ручная электродуговая сварка
- •Допустимая плотность тока при ручной электродуговой сварке, а/мм2
- •2Механизированная электродуговая сварка
- •46, Контроль формы резервуара после монтажа. Испытание резервуара.
- •47 Классификация аварий на мт и мг. Виды отказов.
- •48 Контроль изоляционных покрытий магистрального трубопровода.
- •49Полистовой метод монтажа резервуаров
- •50 Капитальный ремонт линейной части трубопроводов (подготовительные, виды и схемы ремонта трубопроводов). Последовательность операции при ремонте.
- •51 Ликвидация аварий на трубопроводах.
- •52 Ремонт основного технологического оборудования нс (дефекты и ремонт цбн).
- •53 Ремонт фундаментов под резервуары.
- •54 Ремонт днища резервуара
- •55 Ремонт корпуса и крыши рвс
- •56Типы и категории нб и технологические операции, проводимые на них Основные сведения по нб
- •Типы, группы и категории нб
- •Технологические операции нб
- •57 Определение потерь напора в напорных трубопроводах нб
- •58. Расчет сифонных трубопроводов
- •59.Определение необходимой емкости резервуарного парка нб
- •60.Классификация резервуаров. Конструкция резервуаров типа рвс
- •Стальные резервуары низкого давления
- •Вертикальные стальные цилиндрические резервуары
- •61.Приемо-раздаточное оборудование резервуаров
- •62.Дыхательная арматура резервуаров
- •63.Замерное оборудование резервуаров
- •64.Трубопроводы нефтебаз и трубопроводная арматура
- •65.Железнодорожные тупики, эстакады, цистерны и сливо-наливные устройства
- •Сливные устройства
- •Способы слива/налива нефтепродуктов
- •66.Нефтяные гавани, причальные сооружения, нефтеналивные суда и устройства Нефтеналивные суда
- •67.Виды потерь н/пр от испарения из резервуаров Источники и классификация потерь н/пр и нефтей
- •Об испаряемости н/пр и нефтей
- •Потери от испарения, вызванные малым дыханием резервуара
- •Потери, обусловленные большими дыханиями резервуара
- •Определение потерь при обратном выдохе
- •Мероприятия по сокращению потерь н/пр и нефтей от испарения
- •68.Технические мероприятия по сокращению потерь от испарения из резервуаров
- •Применение понтонов
- •69. Назначение и способы подогрева н/пр в резервуарах, транспортных емкостях и трубопроводов Использование тепла на нб
- •Теплоносители и источники тепла
- •Способы и средства подогрева в резервуара
- •Способы и средства подогрева транспортных емкостей
- •Средства и способы подогрева технологических тп и арматуры
- •70.Определение вероятной температуры н/пр в конце хранения или транспортировки
- •Расчет трубчатых подогревателей
- •Расчет электроподогревателей
- •71. Расчетные часовые расходы газа. Коэффициент часового максимума. Коэффициент одновременности.
- •72 Методы расчета тупиковой газораспределительной сети
- •73 Метод «предельной выгоды» при расчете диаметров тупиковой сети.
- •74 Принцип расчета кольцевых сетей
- •75 Методика гидравлической увязки кольцевой сети
- •76 Регуляторы давления газа. Классификация регуляторов давления
- •77 Расчет пропускной способности регуляторов давления
- •79. Схема и принцип действия рдук-2
- •80Температурный режим грс.Борьба с гидратообраз-ем наГрс.
- •81 Состав сжиженных углеводородных газов
- •82. Железнодорожные цистерны. Ж.Д транспорт суг
- •83 Хранение суг. Классификация хранилищ суг
- •84 Емкости для хранения суг под давлением.
- •Низкотемпературное хранение суг.
- •86 Технологическая схема пхг
- •87 Характеристика сточных вод нб и пс и их загрязнений
- •88 Методы, процессы и средства очистки нефтесодержащих сточных вод
- •89 Сооружения механической очистки сточных вод
- •90 Сооружения физико-химической очистки сточных вод Флотационные установки
- •91 Сооружения биологической очистки сточных вод
- •92 Вспомогательные устройства в комплексе очистных станций
- •Буферный резервуар
- •Шламонакопители
- •93 Принципиальная схема очистного комплекса
- •94 Закономерности и расчет разбавления сточных вод в реках
- •95 Локализация места аварий на воде и на почве
- •Пример бонового заграждения морского ведомства
- •96 Сбор нефти с поверхности воды
- •97 Сбор нефти с поверхности почвы
- •98 Рекультивация земель
- •99 Классификация нс и кс. Размещение основных объектов на территории
- •100 Основное оборудование нс
- •101 Основное оборудование кс
- •102 Технологическая схема нс
- •103 Технологическая схема кс
- •104 Вспомогательное оборудование насосного цеха
- •105 Вспомогательное оборудование компрессорного цеха (маслоснабжение, уплотнения и т.Д)
- •106 Учет нефти и нефтепродуктов
- •107 Системы водоснабжения нс и кс
- •I. Основные сведения по системам водоснабжения
- •1.1. Источники водоснабжения
- •2. Расчет водопотребления
- •2.1. Хозяйственно-питьевое потребление
- •2.2.1. Оборотное водоснабжение
- •2,3 Противопожарное водопотребление
- •5. Гидравлический расчет водопроводных сетей и водоводов
- •49. Полистовой метод монтажа резервуаров.
50 Капитальный ремонт линейной части трубопроводов (подготовительные, виды и схемы ремонта трубопроводов). Последовательность операции при ремонте.
Капитальный ремонт линейной части трубопровода (подготовительные работы, виды и схемы ремонта трубопроводов).
Капитальный ремонт линейной части т/п – комплекс технических, технологических, организационных и административно-управленческих мероприятий, направленных на восстановление основных фондов объектов трубопроводного транспорта. Его цель – поддержание и восстановление первоначальных эксплуатационных качеств линейной части на отдельных участках.
К капитальному ремонту линейной части относят:
Ремонт и замена изоляционного покрытия, дефектных участков, линейной части арматуры т/п, очистку внутренней полости от парафина, грязи.
Ремонт переходов т/п через естественные и искусственные преграды с переукладкой, дополнительным заглублением, восстановлением или сооружением береговых укреплений, устройством водоотвода и т.п.;
Ремонт защитных сооружений (нагорные отводные каналы, лотки и др.) вблизи населенных пунктов или промышленных предприятий;
Ремонт или замена средств электохимзащиты, оградительных и др. устройств, вдольтрассовых дорог, домов линейных ремонтеров, восстановление аварийного запаса труб, ЛЭП.
Ремонт или замена вдольтрассовой эксплуатационной линии связи.
Виды и схемы ремонта:
I.С заменой участка т/п:
с параллельной укладкой т/п (в самостоятельную траншею);
с заменой трубы в одной и той же траншеи;
ремонт трубопровода вместо старого т/п;
II. С заменой изоляции:
с подъемом т/п в траншее (D 219-720 мм. при хорошем состоянии стенки трубы);
с подъемом т/п в траншее и укладки его на лежки (при замене изоляции и восстановлении стенки трубы D 219-720 мм.);
ремонт без подъема (с подкопом). Для 820 мм, а также для труб меньшего диаметра при плохом состоянии трубы);
III Выборочный ремонт
с вырезкой катушки;
ремонт трубы в районе запорной арматуры;
при замене трубы при длине до 20 Dу.
Последовательность операций при ремонте т/п:
уточнение положения т/п;
снятие плодородного слоя (ширина до 3,5 м, снятие осуществляется либо бульдозерами, либо машинами послойной разработки грунта (МПРГ-1);
вскрытие т/п (одноковшовым экскаватором, роторным вскрышным экскаватором (ЭВРТ), машиной для вскрытия т/п (МВТ));
п
одкоп
( при ремонте без подъема) – производится
для прохода очистных и изоляционных
машин (машина подкапывающая МПТ, машина
подкапывающая роторная МПР или
экскаватором имеющим поворотный ковш.;проверка тех. состояния сварных швов (визуально или с помощью физических методов контроля);
подъем т/п (одним или несколькими трубоукладчиками);
снятие старой изоляции – механический способ (срезание (цепи, резцы, мет. щетки, фрезы, тросы) , динамическое воздействие (пескоструйный и дробеструйный метод), гидравлический метод;
восстановление стенки трубы (риски, царапины – шлифовка, язвы – заплавка, гофры и язвы большой глубины – наложение приварных муфт или композитная муфтовая технология);
окончательная очистка;
нанесение изоляции и ее контроль;
подсыпка грунта под т/п и трамбовка;
укладка т/п;
засыпка т/п;
рекультивация грунта.
Подготовительные работы при капитальном ремонте.
определение положения трубопровода (специальными трассоискателями или шурфованием);
планировка полосы проложенного т/п
Определение положения т/п:
Правильное определение положения трубопровода перед началом земляных работ позволяет свести их объем к минимуму и обеспечить сохранность тела трубы при работе экскаватора. Определение местоположения трубопровода необходимо и при контроле целостности изоляционного покрытия.Для этой цели широко применяются различные приборы, в том числе и трассоискатель ИТ-5.Результаты измерений глубины заложения трубопровода наносят на колышки, забиваемые строго по оси трубопровода через 50 м, а на участках с малой глубиной залегания и сильно пересеченным микрорельефом - через 25м.Принцип действия искателя основан на использовании электромагнитной индукции: импульсно-модулированный сигнал, формируемый генератором, при помощи выходного шнура подводится к трубопроводу. При этом вокруг оси трубопровода появляется переменное магнитное поле, которое возбуждает в антенне приемника электродвижущую силу. Ток усиливается приемником и поступает в головные телефоны. Таким образом, искатель выполняет функции индикатора при определении индукционным методом местоположения подземных металлических трубопроводов (а так же энергосиловых кабелей), расположенных на глубине до 10 м, на расстоянии до 1,5 км от точки подключения генератора. Погрешность определения планово-высотного положения ±20 см.Искатель может работать и без подключения генератора при условии норм. работы системы ЭХЗ.
П
орядок
проведения работы: включить приемник,
антенну расположить перпендикулярно
к предполагаемому направлению
трубопровода. Перемещают антенну плавно
по горизонтали вправо и влево от оси
трубопровода, отмечая ее положение при
максимуме и минимуме сигнала (рис1).
Рис.1.1. Схема определения местоположения трубопровода по максимуму сигнала:
1 - штанга; 2 – антенна; 3 – трубопровод; 4 - кривая уровня слышимости сигнала.
Максимум сигнала будет соответствовать положению антенны точно над осью трубопровода. Уточнить положение трубопровода можно по минимуму сигнала. Для этого антенна располагается вертикально и перемещается по горизонтали перпендикулярно к направлению трубопровода. Минимум сигнала будет соответствовать положению антенны над осью трубопровода.Для определения направления трассы антенну устанавливают в горизонтальной плоскости над осью трубопровода и вращают штангу вокруг вертикальной оси. Направление антенны при минимальном значении звукового сигнала будет указывать направление оси трубопровода.Определение глубины заложения подземных трубопроводов выполняют после установления точного положения его оси. В этом случае антенну располагают под углом 450 к поверхности земли, устанавливают над осью трубопровода и перемещают в горизонтальном направлении, перпендикулярном оси трубопровода.
П
еремещение
антенны производят вправо и влево от
оси трубопровода для получения минимумов
сигнала (рис. 2).
Рис. 2. Схема определения глубины заложения трубопровода:
1 - антенна; 2 - штанга; 3 - трубопровод; 4 - кривая уровня слышимости сигнала в телефонах.
Расстояние от оси трубопровода до положения антенны в горизонтальном направлении, при котором слышимость сигнала минимальная и соответствует глубине заложения трубопровода:
;
где h1 и h2 - расстояние от оси трубопровода до левого и правого минимумов. При разнице этих величин более, чем на 10 % измерения необходимо повторить.
Планировка полосы. Цель – обеспечение беспрепятственного прохода по трассе ремонтно-восстановительной техники. Ширина полосы отвода определяется ППР и не должна превышать ширины полосы отвода, регламентированной для строительства МТ данного диаметра.
