- •Порядок проектирования мт
- •2. Выбор оптимальной трассы трубопровода
- •3. Нагрузки и воздействия на мт
- •4. Расчет на прочность, деформации и устойчивость.
- •5. Испытание и приемка
- •6. Особенности сооружения на болотах и ммг
- •Строительство на ммг
- •7. Диагностика мт
- •Диагностика линейной части газопровода.
- •8. Сооружение подводных мт
- •3. Трубопровод искривлен по профилю перехода, течение отсутствует
- •9. Генпланы станций и хранилищ
- •Компановка генплана
- •11. Аварии и их ликвидация
- •Ликвидация аварий на мн
- •Ликвидация аварий на мг
- •12. Ремонт основного оборудования станций и хранилищ
- •Ремонт оборудования станций
- •13 Выбор наивыгоднейшего способа тран-та нефтегруза.
- •14.Основные объекты и оборудование нефтепроводов.
- •15. Технологический расчет н/пров.
- •1 6. Увеличение пропускной способности нефтепровода.
- •17. Режим работы неф-да при изменении вязкости нефти, остановке нпс или насосов, сбросах и подкачках нефти.
- •18. Эксплуатация мн с учетом отложения воды и парафинов.
- •19. Эксплуатация мн при недогрузке.
- •20. Способы повышения эффективности работы н/п
- •21. Особенности проектирования тр-пр при последоват-ой перекачки нефтей и нефтепродуктов.
- •22.Прием и реализация смеси нефтепродуктов при последовательной перекачке нефтей и нефтепр-ов.
- •23. Мероприятия по уменьшению кол-ва смеси при последов. Перекачке:
- •24. Режимы работы продуктопроводов при замещении нефтепродуктов.
- •25.Способы перекачки высоковязких и высокозастывающих нефтей и нефтепродуктов
- •26. Тепловой и гидравлический расчет “горячих” нефт-ов.
- •27. Особые режимы работы горячих н/пров.
- •28. Состав объектов мг.
- •29. Технологический расчет газопроводов.
- •30. Температурный режим мг.
- •31. Гидравлический расчет сложных газопроводов.
- •32. Увеличение производительности мг.
- •33.Режим работы мг при отключении кс или гпа.
- •34. Эксплуатация газопроводов с учетом скопления жидкости и образования гидратов
- •35. Транспорт охлажденного газа.
- •36. Основное и вспомогательное оборудование нпс.
- •37. Технологические схемы нпс.
- •Технологическая схема пнпс.
- •38. Характеристики насосов нпс.
- •39. Совместная работа насосов и трубопроводной сети
- •40. Расчёт внутриплощадочных трубопроводов.
- •41. Насосные станции нефтебаз.
- •42. Основное и вспомогательное оборудование кс
- •43. Технологическая схема кс
- •44. Подбор основного и вспомогательного оборудования кс.
- •Подбор оборудования очистки газа
- •45. Расчет внутриплощадочных коммуникаций кс.
- •46. Техническое обслуживание оборудования кс и нс.
- •47. Диагностика гпа
- •48. Газораспределительные системы
- •49. Технологические схемы и оборудование грс и грп.
- •50.Хранение природного газа
- •51.Сжиженные углеводородные газы
- •52. Хранение суг
- •53. Технологические процессы и оборудование гнс
- •54. Товарные нефтепродукты и основы их использования.
- •55. Железнодорожные перевозки нефтепродуктов.
- •56. Водные перевозки н/пр.
- •58. Резервуары нефтебаз
- •59. Эксплуатация резервуаров.
- •60. Потери нефти и нефтепродуктов.
- •61 Подогрев нефтепродуктов
- •63. Технологические трубопроводы нефтебаз.
- •64. Системы сбора продукции нефтяных скважин
- •65. Системы сбора продукции газовых скважин.
- •66. Гидравлический расчёт промысловых нефтепроводов.
- •67. Сепарация нефти и сепарация природного газа.
- •68. Оборудование установок подготовки нефти.
- •69. Особенности расчета нефтяных и газовых промысловых коллекторов.
- •70. Гидраты и борьба с ними.
- •71. Подготовка газа и конденсата к транспорту.
14.Основные объекты и оборудование нефтепроводов.
Нефтепровод – это трубопровод, предназначенный для транспортировки нефти от пунктов её приемки до пунктов сдачи потребителям или для перевалки на другой вид транспорта.
В состав магистрального нефтепровода входят следующие комплексы сооружений: подводящие трубопроводы, ГНПС, ПНПС, конечный пункт, линейные сооружения.
Подводящие трубопроводы связывают источники нефти (промысловый нефтесборный пункт) с ГНПС.
Головная нефтеперекачивающая станция магистрального нефтепровода обеспечивает прием нефти с установок подготовки и закачку ее в трубопровод. ГНПС располагает резервуарным парком, вмещающим объем перекачки за 2…3 суток, подпорной насосной, узлом учета нефти, магистральной насосной, узлом регулирования давления, площадкой с предохранительными устройствами для сброса избыточного давления при гидравлических ударах, фильтрами-грязеуловителями, а также технологическими трубопроводами.
Промежуточные перекачивающие станции предназначаются для поддержания необходимого давления в магистральном нефтепроводе в процессе перекачки. В отличие от ГНПС в их состав, как правило, не входят резервуарный парк, подпорная насосная и узел учета. Расстановка нефтеперекачивающих станций по трассе выполняется на основании гидравлического расчета с учетом по возможности равномерного распределения давления на них. Среднее расстояние между станциями составляет 50…100 км.
Перекачивающие НС оборудованы ц.н. с электроприводами. Q- применяемых в настоящее время достигает 12500 м3 |ч. В начале нефт-а распологается головная НС, которая распологается вблизи нефтяного промысла или в конце подводящих труб-ов. Головная от промежуточной отличается наличием резервуарного парка 2-х 3-х суточной пропускной способностью нефт-да. Кроме основных объектов, на каждой НС имеется комплекс вспомогательных сооружений трансформ-ая подстанция, котельная, система водоснабжения и канализации как головные, так и промежуточные НС оборудованы подпорными насосами. Аналогично устройство станции и для магистральных продуктопроводов. (Тепловые станции ус-ют на труб-ах транспортир-ие высоковязкие и высокозастывающие нефти и нефтепродукты) иногда совмещ-ют с НС. Для подогрева перекачив-го прод-а применяют подогреватели паровые или огневые. Трансформаторы снабжены теплоизоляционным покрытием для снижения тепловых потерь. КП-либо сырьевой парк НПЗ, либо перевалочная база. На расстоянии 20-10 км друг от друга размещены усадьбы линейных обходчиков. Запорную арматуру следует устанавливать через 15-20 км. С обеих сторон запорной арматуры д.б. предусмотрена установка манометров. Устройства приема и пуска скребков размещаются на расстоянии до 300 км друг от друга. Устройства приема и пуска предусматриваются так же на лупингах протяженностью более 3 км и отводах протяженностью более 5 км. Остальные НПС оборудуют устройствами для пропуска скребка.
Объекты: система законтурного заводнения; нефтяные скважины; нефтесборный трубопровод; нефтесборный пункт; ГНПС; РП; запорная арматура; камера приема и пуска скребка; магистральный нефтепровод; переходы через а/д; ж/д; реки; овраги; отводы к промежуточным потребителям; ЛЭП; система ЭКЗ; лупинги; промежуточные НПС; конечный пункт с РП; линия связи; вдольтрассовая а/д.
На магистральных нефтепроводах большой протяженности должна предусматриваться организация эксплуатационных участков длиной 400…600 км каждый. На границах эксплуатационных участков располагаются нефтеперекачивающие станции, состав которых аналогичен ГНПС, но с резервуарным парком меньшей вместимости (0,3…0,5 суточной производительности нефтепровода). Эта емкость должна быть увеличена до 1,0…1,5Qсут в случае проведения на нефтеперекачивающих станциях приемо-сдаточных операций.
В завершении пути следования нефть поступает на конечный пункт. Здесь производится ее прием, учет, перевалка на другие виды транспорта или сдача потребителю.
К линейным сооружениям магистрального нефтепровода относятся:
1. трубопровод, прокладываемый в зависимости от геологических и климатических условий в подземном (в траншее), наземном (в насыпи) или в надземном (на опорах) вариантах;
2. линейная запорная арматура, предназначенная для перекрытия участков нефтепровода при авариях и ремонте. Интервал между линейными задвижками должен составлять 15…20 км;
3. переходы через естественные и искусственные препятствия: подводные переходы (выполненные в две нитки при ширине водной преграды в межень 75 м и более), переходы через автомобильные и железные дороги, надземные переходы через овраги, ущелья;
4. узлы пуска и приема средств очистки и диагностики, предназначенные для очистки внутренней поверхности трубопровода в процессе эксплуатации, а также для запуска и приема внутритрубных инспекционных снарядов. Устройства приема и пуска скребков размещаются на расстоянии до 300 км друг от друга, предусматриваются так же на лупингах протяженностью более 3 км и отводах протяженностью более 5 км. Остальные НПС оборудуют устройствами для пропуска скребка;
5. станции противокоррозионной (катодной, дренажной) защиты;
6. линии связи и электропередачи;
7. вдольтрассовые дороги, аварийно-восстановительные пункты, дома линейных ремонтеров, вертолетные площадки.