- •Ответы на вопросы к Гос. Экзамену
- •Проектирование газонефтепроводов
- •1. Основные сведения о магистральных газопроводах. Линейные сооружения их.
- •2. Основные сведения о магистральных нефтепроводах. Линейные сооружения их.
- •13. Выбор трассы магистрального нефтепровода.
- •4. Выбор трассы магистрального газопровода.
- •15. Расстановка компрессорных станций по трассе газопровода.
- •6. Газораспределительные станции. Назначение и принцип эксплуатации.
- •7. Подбор и расстановка насосных агрегатов по трассе нефтепровода.
- •8. Параллельная и последовательная работа газоперекачивающих агрегатов.
- •9. Основные и подпорные центробежные насосы для магистральных нефтепроводов. Их назначение и характеристика.
- •Магистральные насосы типа нм
- •10. Запорно-предохранительная арматура, применяемая в системах магистрального транспорта. Устройство и назначение.
- •11. Особенности прокладки магистральных нефтепроводов по болотистой местности.
- •12. Особенности прокладки магистральных газопроводов по болотистой местности.
- •13.История развития нефтяной отрасли России.
- •1.История развития нефтяной отрасли России.
- •14.История развития газовой отрасли России.
- •15.Схема промысловой подготовки нефти к транспорту по магистральным трубопроводам.
- •16. Основной закон гидростатики. Его физический смысл. Пример выполнения расчета сифонного перекачивающего устройства.
- •17.Режимы течения жидкостей и газов в трубопроводах. Критерий Рейнольдса, его физический смысл.
- •5.Режимы течения жидкостей и газов в трубопроводах. Критерий Рейнольдса, его физический смысл.
- •18. Гидравлическое сопротивление трубопроводов. Методика их расчета.
- •19. Гидравлический расчет магистральных нефтепроводов. Подбор и расстановка насосных агрегатов по трассе нефтепроводов.
- •7. Гидравлический расчет магистральных нефтепроводов. Подбор и расстановка насосных агрегатов по трассе нефтепроводов.
- •20. Гидравлический расчет магистральных газопроводов. Подбор и расстановка газоперекачивающих агрегатов по трассе газопровода. Цель расчета:
- •21. Нефтеперекачивающие станции (нпс). Подбор насосного оборудования для нпс.
- •22. Компрессорные станции (кс). Подбор газоперекачивающего оборудования для кс.
- •10. Компрессорные станции (кс). Подбор газоперекачивающего оборудования для кс.
- •2. Эксплуатация газонефтепроводов
- •23. Подготовка магистрального нефтепровода к эксплуатации в осенне-зимних условиях и к весеннему паводку.
- •24. Подготовка магистрального газопровода к эксплуатации в осенне-зимних условиях и к весеннему паводку.
- •25. Устройство, принцип работы масляного пылеуловителя шв с подвижной насадкой. Достоинства и недостатки.
- •26. Устройство, назначение и принцип работы абсорбера шв с подвижной насадкой.
- •27. Устройство, принцип работы уловителя пыли циклонного типа. Принцип его расчета.
- •28. Устройство и принцип работы масляного трубчатого пылеуловителя. Достоинства и недостатки в его работе.
- •29. Средства защиты магистральных трубопроводов от перегрузки по давлению. Конструкции предохранительных клапанов, правила их эксплуатации.
- •30. Техническая документация при обслуживании линейной части нефтепровода.
- •31. Техническая документация при обслуживании линейной части газопровода.
- •32. Диагностика оборудования и трубопроводов.
- •33. Происхождение нефти.
- •34. Условия залегания нефти, газа и воды в горных породах.
- •35. Основные физико-химические свойства нефти.
- •36. Основные физико-химические свойства нефтяного и природного газов.
- •37. Основы добычи нефти и газа.
- •38. Основные способы обезвоживания нефти.
- •39. Требования гост р5 1858 к товарной нефти, поступающей на нефтеперекачивающие станции.
- •40. Закон Бернулли. Его физический смысл.
- •41. Эксплуатация компрессорных станций (кс).
- •5.Система технологического газа
- •42. Эксплуатация насосных станций (нс).
- •43. Характеристики нефтеперекачивающих станций (нпс).
- •44. Характеристики газовых нагнетателей.
- •45. Эксплуатация линейной части магистрального газопровода.
- •46. Эксплуатация линейной части магистрального нефтепровода.
- •47. Система охлаждения газа на компрессорных станциях. Назначение, принцип осуществления.
- •48. Системы очистки газов на компрессорных станциях от сероводорода и диоксида углерода. Назначение, принцип осуществления.
- •49. Осложнения, возникающие при эксплуатации магистральных газопроводов. Методы борьбы с ними.
- •50. Гидратные пробки. Метод определения их места расположения по длине трубопровода.
- •51. Осложнения, возникающие при эксплуатации магистральных нефтепроводов и меры борьбы с ними.
- •52. Удаление отложений в нефтепроводах. Устройство и принцип работы камер пуска шаров.
- •53. Системы очистки технологического газа. «Сухой» способ очистки газов от механических примесей (пыли). Цель и технология осуществления процесса.
- •54. Системы очистки технологического газа. «Мокрый» способ очистки газов от механических примесей (пыли). Цель и технология осуществления процесса.
- •55. Резервуарные парки нефтеперекачивающих станций. Принципы их эксплуатации.
- •56. Параллельная и последовательная работа насосных агрегатов.
- •57. Очистные сооружения для нефтесодержащих стоков.
- •58. Схема охлаждения технологического газа на компрессорных станциях. Цель и технология осуществления процесса.
- •59. Система очистки технологического газа от вредных компонентов методом абсорбции. Цель и технология осуществления процесса.
- •60. Основные сведения о магистральных газопроводах. Линейные сооружения их.
- •61. Осложнения, возникающие при эксплуатации магистральных газопроводов и меры борьбы с ними.
- •62. Система осушки газов адсорбентами. Назначение, принцип осуществления.
- •3. Газонефтехранилища
- •63.Подземные хранилища газа. Принцип организации подземного хранения газа.
- •64.Наливные эстакады. Назначение и правила безопасной эксплуатации.
- •Чертеж наливной эстакады э-1 Технические характеристики эстакады э-1
- •Основные требования к конструкции и устройству эстакад
- •65.Определение технического состояния резервуаров.
- •66.Наземные хранилища газообразных углеводородов. Газгольдеры. Устройство и принцип их действия. Правила безопасной эксплуатации.
- •67.Наземные хранилища нефти. Резервуары вертикальные стальные (рвс). Устройство и принцип их действия. Правила безопасной эксплуатации.
- •Неметаллические резервуары
59. Система очистки технологического газа от вредных компонентов методом абсорбции. Цель и технология осуществления процесса.
Абсорбция – избирательное поглощение газов или паров жидкими поглотителями-абсорбентами. В этом процессе происходит переход вещества или группы веществ из газовой или паровой фазы в жидкую. Абсорбция – избирательный и обратимый процесс. Переход вещества из жидкой фазы в паровую или газовую называется десорбцией. Обычно оба процесса объединяются в один производственный цикл.
При десорбции, которую проводят после абсорбции, целевой компонент выделяется из жидкого поглотителя. Очевидно, что условия проведения абсорбции и десорбции прямо противоположны. В первом случае происходит растворение газа в жидкости, этому способствуют повышение давления и понижение температуры. Абсорбент, поглотивший в процессе абсорбции целевые компоненты, называется насыщенным или отработанным. Абсорбент, освобожденный в процессе десорбции от целевых компонентов, называется регенерированным и после охлаждения насосом может быть снова возвращен на абсорбцию. Таким образом, получается замкнутая абсорбционно-десорбционная система.
Примером абсорбционного процесса может служить гликолевая осушка природного газа. В процессе абсорбции гликоль (ДЭГ, ТЭГ) поглощает пары воды из природного газа. Регенерированный раствор снова возвращается в абсорбер.
По технологической схеме установки осушки газа (рис. 12.) влажный газ поступает в нижнюю скрубберную секцию абсорбера 1, где отделяется от капельной жидкости и далее поступает в контактор. В контакторе газ, двигаясь снизу вверх навстречу абсорбенту, осушается, а затем проходит в верхнюю секцию, где отделяется от капель абсорбента высокой концентрации, уносимого с верхней тарелки контактора. Осушенный газ из абсорбера поступает в магистральный газопровод.
Рис.12. Технологическая схема установки осушки газа гликолями:
I – газ сырой; II – газ сухой; III – газ регенерированный; IV – охладитель; V – насыщенный ДЭГ; VI– конденсат; VII – пар. 1 – абсорбер;2 – регулятор уровня; 3 – выветриватель; 4 – фильтр; 5 – десорбер; 6– холодильник; 7 – эжектор; 8 – насос; 9, 10 – теплообменники
Насыщенный раствор абсорбента из контактора сначала проходит теплообменник 9, выветриватель 3, фильтр 4, затем паровой подогреватель (ребойлер), установленный в нижней части десорбера 5, где нагревается до установленной температуры. После нагревания в ребойлере раствор поступает в выпарную колонну (десорбер) 5.
Водяной пар, отделяющийся из раствора, поступает в холодильник 6, где основная часть его конденсируется, а затем в сборник конденсата 8. Часть воды из этого сборника направляется обратно в верхнюю часть колонны, чтобы понизить температуру. В результате подымающиеся пары абсорбента конденсируются и сливаются вниз, что сокращает потерю абсорбента.
Раствор абсорбента, регенерированный до заданной концентрации, сначала проходит через теплообменник 9, где охлаждается насыщенным раствором, затем дополнительно охлаждается водой в теплообменнике 10 и поступает в контактор для орошения.
В качестве абсорбента для осушки природного газа широко применяют гликоли, причем преимущественно диэтиленгликоль и триэтиленгликоль. Если требуется осушка природного газа, в котором содержатся углеводородный конденсат с значительным количеством ароматических углеводородов, то при выборе абсорбента предпочтение отдается этиленгликолю. В этих условиях этиленгликоль может оказаться экономически эффективнее диэтиленгликоля и триэтиленгликоля, так как он менее растворим в углеводородном конденсате, содержащем ароматические углеводороды.
Широкое применение гликолей для осушки природного газа обусловлено их высокой гигроскопичностью, стойкостью к нагреву и химическому разложению, низким давлением пара и доступностью при сравнительно невысокой стоимости.
Этиленгликоль
или, как принято называть, гликоль
(СН2–ОН==СН2–ОН)–
простейший двухатомный спирт. Бесцветная
густоватая жидкость сладкого вкуса,
без запаха. Молекулярная масса его
62,07, плотность
= 1,115
г/см3,
температура кипения при атмосферном
давлении 197,5 °С, удельная теплоемкость
0,55 ккал/кг.
Этиленгликоль смешивается с водой в любых отношениях. Водные его растворы имеют низкую температуру замерзания и широко применяются в качестве незамерзающей жидкости для охлаждения двигателей автомашин в зимнее время.
Диэтиленгликоль (СН2ОН–СН2–О–CH2–СН2ОН) представляет собой неполный эфир этиленгликоля. Бесцветная жидкость. Молекулярная масса его 106,12, плотность = 1,117 г/см3, температура кипения при атмосферном давлении 244,5 °С.
Диэтиленгликоль также смешивается с водой в любых отношениях и гигроскопичнее этиленгликоля.
Из гликолей наиболее эффективным абсорбентом является триэтиленгликоль (CH2OH-CH2-O-CH2-CH2-O-CH2-CH2OH). Молекулярная масса его 150,17, плотность = 1,1254 г/см3, температура кипения при атмосферном давлении 287,4 °С. Упругость паров его несколько меньше, чем у диэтиленгликоля.
Для триэтиленгликоля существенным недостатком является то, что его концентрированные растворы способны поглощать в небольшом количестве тяжелые углеводороды. Поэтому при осушке газов со значительным содержанием тяжелых углеводородов применяют растворы пониженной концентрации.
