- •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.
100 Основное оборудование нс
По варианту исполнения НПС, так и отдельные объекты, входящие в их состав могут быть разделены на 4 категории: 1)стационарные; 2)блочно-комплектные; 3)блочно-модульные; 4)открытого типа.
Основные и вспомогательные объекты НПС
Все объекты, расположенные на территории НПС можно разделить на две категории: I категория – основные объекты, II – подсобно-вспомогательные.
К объектам основной технологии относятся: 1)Резервуарный парк со всеми коммуникациями; 2)Насосные цеха (основной насосных цех, подпорный насосный цех); 3)Узел учета; 4)Узел приема, запуска очистных и диагностических устройств; 5)Узлы предохранительных устройств; 6)Узел редуцирования давления; 7)Трубопроводы и технологическая арматура.
К объектам подсобно-вспомогательного назначения относятся: 1)система энерготеплоснабжения; 2)система водоснабжения; 3)система водоснабжения и очистки сточных вод; 4)административно-хозяйственно здания, складские помещения, механические мастерские, пожарное депо, и система пожаротушения.
Камера приема-запуска очистных диагностических устройств
См.рис. 1-обводная линия, 2-запорная арматура, 3-заглушки (с помощью болтовых соединений), 4-резервуар-сборник нефти, 5-датчики регистрирующие передвижение скребка.
I – прием очистных и диагностических устройств;
II – запуск.
Момент подхода скребка к станции фиксируют специальными датчиками 5. После этой фиксации происходит переключение задвижек. Задвижка на любой ветви закрывается, а на правой прямолинейной линии открывается. Перед извлечением снаряда из камеры необходимо сбросить давление в т/п за счет отвода нефти в резервуар-сборник (4).
Узел предохранительных устройств
На этом узле в основном устанавливаются предохранительные клапаны, обеспечивающиеся понижение давления в приемном коллекторе за счет сброса части нефти в «атмосферный» резервуар. Количество и тип предохранительных устройств выбирается согласно заданию на проектирование.
Узел фильтров-грязеуловителей
Количественно и тип фильтров грязеуловителей также принимается по заданию на проектирование.
Резервуарный парк
Количество и тип резервуаров, устанавливаемых в резервуарном парке выбирается от задания на проектирования.
Способы обвязки резервуаров – см.рис.
Однопроводная система, двухпроводная. Часто встречается 2-х проводная система обвязки.
Насосные цеха
Обвязка насосов: 1)последовательная, 2)параллельная
Последовательная применяет на основных насосах. Параллельная – на подпорных насосах.
Рис. 1-ЦБН, 2-привод, 3-задвижки электроприводные, 4-обратный клапан.
101 Основное оборудование кс
Рисунок-структура и состав МГП.
1-месторождение газа, 2-ДКС, 3-промежуточная КС, 4-газораспределительная станция, 5-концевой участок ГП, 6-ПХГ.ПХГ используется для регулирования сезонной неравномерности потребления газа. Концевой участок газопровода используется для суточной неравномерности потребления газа. Вдоль трассы имеются дороги, камеры запуска очистных снарядов, линейная арматура.Головная КС для старых газопроводов. Станции на газопроводах разделяются на следующие типы: дожимная (головная для старых ГП – максимально приближена к промыслу) и промежуточная КС. КС предназначены для сжатия транспортируемого газа до давления, обеспечивающего его подачу от месторождения до потребителя. Основными параметрами КС являются: 1)количество транспортируемого газа, 2)давление на входе и выходе, 3)температура газа в этих же точках.Согласно старой классификации на ГКС предусматривалась подготовка газа к транспорту (очистка, осушка, очистка от серы, одоризация, охлаждение, учет). На промежуточной КС выполнялись операции по очистки газа от мехпримесей и охлаждению газа.По новой классификации: Полная подготовка газа к транспорту ведется на месторождении: одоризация – на ГРС, ГРП.
Дожимная станция предназначается для поднятия давления в случае истощения газового пласта, включается на более поздних стадиях месторождения. На промежуточных КС выполняются все те же, что и в предыдущей классификации операции.
Все КС состоят из объектов основной технологии и объектов подсобно-вспомагательной технологии. К объектам основной технологии относятся: 1)компрессорный цех, 2)узел очистки, 3)узел охлаждения, 4)узел подключения к ГП, 5)технологически т/п и технологическая арматура. К объектам подсобно-вспомагательного назначения относят: 1)узлы подготовки топливного и пускового газа, 2)централизованная система маслоснабжения, 3)энергетические объекты (подстанции, установки утилизации тепла), 4)объекты водоснабжения, водоотведения, очистка сточных вод, административно-хозяйственные здания и сооружения.
Классификация КС по применению ГПА
По типу ГПА все станции делятся на 4 категории: 1)станция, оборудованная поршневыми компрессорами и газомоторными приводами (газомотокомпрессор), 2)станция, оборудованная поршневыми компрессорами с приводом от газовых двигателей, 3)центробежные нагнетатели с приводом от газовых турбин, 4)станции, оборудованные центробежными нагнетателями с приводом от электродвигателей, 5)То же, с приводом от авиационных турбин и судовых двигателей.
