- •1. Значение транспорта нефти, нефтепродуктов и газа в энергетическом комплексе России.
- •Преимущества трубопроводного транспорта:
- •2. История и перспективы развития трубопроводного транспорта нефти, газа и нефтепродуктов.
- •3. Классификация трубопроводов.
- •4. Состав сооружений магистральных трубопроводов.
- •5. Выбор оптимальной трассы трубопровода.
- •6.Классификация нагрузок и воздействий на магистральные трубопроводы.
- •7. Расчет трубопровода на прочность, деформации и устойчивость.
- •8. Очистка, испытание трубопроводов на прочность и проверка на герметичность, приемка трубопровода.
- •9. Обеспечение устойчивости трубопроводов на подводных переходах, на болотистых и многолетнемерзлых грунтах.
- •10. Основные этапы внутритрубной диагностика трубопроводов.
- •11. Переходы трубопроводов через водные преграды и классификация их по способу строительства.
- •12. Аварии на магистральных трубопроводах и способы их ликвидации.
- •13. Современные способы ремонта газонефтепроводов.
- •14. Трубопроводы с переменной толщиной стенки.
- •15. Технологические схемы головной и промежуточной нпс.
- •16. Основное и вспомогательное оборудование нпс.
- •17. Характеристики основных и подпорных насосов нпс.
- •18. Совместная работа насосов и трубопроводной системы.
- •19. Расчёт внутриплощадочных трубопроводов.
- •20. Основное и вспомогательное оборудование кс
- •21. Технологические схемы кс.
- •22. Подбор основного и вспомогательного оборудования кс.
- •23. Расчет внутриплощадочных коммуникаций кс.
- •24. Техническое обслуживание оборудования нс и кс
- •25. Диагностика технического состояния гпа
- •26. Технологический расчет магистральных нефтепроводов.
- •27. Уравнение баланса напоров. Определение числа нефтеперекачивающих станций.
- •28. Расстановка нефтеперекачивающих станций по трассе с округлением в большую и меньшую сторону
- •29. Совмещенная характеристика q-н насосных станций и нефтепровода
- •30. Расчет режимов работы нпс и мн
- •31. Способы увеличения пропускной способности нефтепровода
- •32. Изменение подпоров перед станциями при изменении вязкости перекачиваемой нефти.
- •33. Нефтепроводы со сбросами и подкачками.
- •34. Режим работы нефтепровода при отключении насосных станций.
- •35.Способы регулирования работы насосных станций
- •36. Состав объектов магистральных газопроводов
- •37. Температурный режим мг
- •38. Технологический расчет магистрального газопровода.
- •39. Увеличение производительности магистрального газопровода.
- •40. Режим работы газопровода при отключении кс или гпа.
- •41. Эксплуатация газопроводов с учетом скопления жидкости и образования гидратов.
- •42. Эксплуатация нефтепровода при недогрузке.
- •43. Эксплуатация мн с учетом отложения воды и парафинов.
- •44. Способы повышения эффективности работы магистральных газопроводов.
- •45. Особенности технологии и преимущества последовательной перекачки нефтепродуктов.
- •46.Гидравлический расчет нефтепродуктопровода при последовательной перекачке
- •47. Основные вопросы последовательной перекачки нефтепродуктов.
- •48. Прием и реализация смеси нефтепродуктов при последовательной перекачке
- •49. Мероприятия по уменьшению количества смеси при последовательной перекачке.
- •50. Режимы работы продуктопроводов при замещении нефтепродуктов.
- •51. Оптимальное число циклов при последовательной перекачке нефтепродуктов
- •52. Способы перекачки высоковязких и высокозастывающих нефтей и нефтепродуктов.
- •53. Перекачка ввн и взн с подогревом.
- •54. Тепловой расчет «горячих» нефтепроводов
- •55. Гидравлический расчет «горячих» нефтепроводов
- •56. График q-h горячего нефтепровода.
- •57. Увеличение пропускной способности "горячего" нефтепровода.
- •58. Особые режимы работы «горячих» нефтепроводов.
- •59. Системы сбора продукции нефтяных скважин.
- •60. Системы сбора продукции газовых скважин.
- •61. Гидравлический расчёт промысловых нефтепроводов.
- •62. Дожимные насосные станции
- •63. Технологические схемы установок подготовки газа.
- •64. Сепарация нефти и сепарация природного газа
- •65. Оборудование установок подготовки нефти и газа к дальнему транспорту.
- •66. Особенности расчета нефтяных и газовых промысловых коллекторов.
- •67. Стабилизация нефти
- •68. Гидраты природных газов и методы борьбы с ними.
- •1) Подогрев газа.
- •2) Снижение давления.
- •3) Ввод ингибиторов.
- •4) Осушка газа.
- •69. Подготовка газа и конденсата к транспорту.
- •70. Одоризация газа.
- •71. Газораспределительные системы.
- •72. Технологические схемы и оборудование грс и грп.
- •73. Хранение природного газа.
- •74. Сжиженные углеводородные газы.
- •75. Хранение суг.
- •76. Технологические процессы и оборудование гнс.
- •77. Товарные нефтепродукты и основы их использования.
- •78. Насосные станции нефтебаз.
- •79. Назначение и категории нефтебаз
- •80. Железнодорожные перевозки нефтепродуктов.
- •81. Водные перевозки нефтепродуктов и нефтей.
- •82. Автомобильные перевозки нефтепродуктов.
- •83. Генплан нефтебазы (перевалочной и распределительной)
- •84. Типы и конструкции резервуаров нефтебаз.
- •85. Оборудование резервуаров нефтебаз
- •86. Технологические трубопроводы нефтебаз.
- •87. Принцип расчета нефтегазовых коллекторов.
- •88.. График остаточных напоров сливного ж/д коллектора
- •89. Эксплуатация резервуаров нефтебаз.
- •90. Потери нефти и нефтепродуктов на нефтебазах. Уменьшение потерь от «больших» и «малых» дыханий.
- •91. Способы подогрева вязких нефтепродуктов на нефтебазах.
- •92. Автозаправочные станции.
4. Состав сооружений магистральных трубопроводов.
В состав магистральных трубопроводов входят:
трубопровод (от места выхода с промысла подготовленной к дальнему транспорту товарной продукции) с ответвлениями и лупингами, запорной арматурой, переходами через естественные и искусственные препятствия, узлами подключения НПС (нефтеперекачивающая станция), КС (компрессорная станция), УЗРГ (узел замера расхода газа), ПРГ (пункт редуцирования газа), узлами пуска и приема очистных устройств, конденсатосборниками и устройствами для ввода метанола;
установки электрохимической защиты трубопроводов от коррозии, линии и сооружения технологической связи, средства телемеханики трубопроводов;
линии электропередачи, предназначенные для обслуживания трубопроводов и устройства электроснабжения и дистанционного управления запорной арматурой и установками электрохимической защиты трубопроводов;
противопожарные средства, противоэрозионные и защитные сооружения трубопроводов;
емкости для хранения и разгазирования конденсата, земляные амбары для аварийного выпуска нефти, нефтепродуктов, конденсата и сжиженных углеводородов;
здания и сооружения линейной службы эксплуатации трубопроводов;
постоянные дороги и вертолетные площадки, расположенные вдоль трассы трубопровода, и подъезды к ним, опознавательные и сигнальные знаки местонахождения трубопроводов;
головные и промежуточные перекачивающие и наливные насосные станции, резервуарные парки, КС (компрессорные станции) и ГРС (газораспределительные станции);
СПХГ (станции подземного хранения газа);
пункты подогрева нефти и нефтепродуктов;
указатели и предупредительные знаки.
5. Выбор оптимальной трассы трубопровода.
Между указанными в задании на проектировании начальным и конечным пунктами можно проложить трубопровод по многим трассам, причем самой короткой будет трасса, получаемая соединением начала и конца трубопровода прямой (геодезической) линией. Однако прокладка трубопровода по такой кратчайшей трассе не всегда осуществима, и во многих случаях этот вариант не является наиболее выгодным.
Трубопровод нельзя прокладывать через населенные пункты, расстояние между крайними строениями населенного пункта и трубопроводом в зависимости от класса должно быть не менее 75-300 м. Трубопровод нецелесообразно прокладывать по болотам, вдоль русел рек, через озера, если их можно обойти при небольшом удлинении трассы. Переходы крупных судоходных рек, исходя из технических соображений, или из условий согласования с заинтересованными организациями, целесообразно осуществлять в определенных местах. Необходимость обхода заповедников и площадей горных разработок, приближения трассы к пунктам сброса или пунктам подкачки продукта, указанным в задании на проектирование, – все это вынуждает удлинять трассу по сравнению с геодезической линией.
Также рекомендуется ознакомиться с геологическими, гидрогеологическими, почвенными, климатическими и гидрологическими инженерно-геологическими картами. Большую пользу оказывает аэрофотосъемка. По имеющейся карте можно наметить несколько вариантов трассы между начальными и конечными пунктами (с учетом при необходимости заданных промежуточных пунктов). Во многих случаях число возможных вариантов велико, и для выбора оптимального варианта должна быть разработана надежная методика и установлены критерии оптимальности.
Поиск оптимальной трассы осуществляется по цифровой модели. Все исходные данные можно подразделить на две основные группы: 1 группа – начальная, конечная и промежуточные точки трубопровода, его диаметр, вид и количество перекачиваемого продукта, кратчайшее расстояние между начальной и конечной точками; 2группа – данные, которые в какой-либо мере зависят от положения будущего трубопровода и от природных условий, в которых он может оказаться (топографические, геологические и гидрогеологические условия, искусственные и естественные препятствия, населенные пункты, число перекачивающих станций).
Основные критерии оптимальности, используемые при выборе оптимальных трасс трубопровода:
1. приведенные затраты – общепризнанный критерий, универсально учитывающий большинство требований, при которых достигается основной экономический эффект (нормативная отдача от каждого вложенного в дело рубля при минимуме эксплуатационных издержек):
Wпр=К·с + Э,
где К – капитальные вложения;
с – нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений;
Э – ежегодные эксплуатационные издержки;
2. длина трубопровода (выбор кратчайшей трассы, проходящей по местности, на характеристики которой наложены определенные ограничения);
3. трудовые затраты – критерий, позволяющий рассмотреть различные варианты производства работ и организации строительства на отдельных участках;
4. надежность функционирования трубопровода – наибольшая вероятность безотказной эксплуатации трубопровода;
5. время строительства.
Как правило, желательно бывает удовлетворить нескольким критериям. В этом случае критерии оптимальности следует расположить в порядке убывания «важности», определяемом в каждом конкретном случае в соответствии с требованиями, предъявляемыми заказчиком. Из всех сравниваемых трасс предпочтение отдают той, у которой наилучший первый по «важности» показатель. Если значения первого показателя у двух трасс или более одинаковые, то выбирается тот вариант, у которого лучше следующий показатель по важности.
При определении области поиска оптимальной трассы могут использоваться два основных метода: метод среднестатистического коэффициента развития линии трубопровода и метод сравнения со стоимостью трубопровода по геодезической прямой.
Суть первого метода: линия, ограничивающая область возможного положения трубопровода, должна быть определена с таким расчетом, чтобы выполнялось условие:
L kp·l,
где L – длина реальной трассы;
kP – коэффициент развития линии;
l – расстояние между начальной и конечной точками трубопровода по геодезической линии.
При определении области поиска необходимо удалить из нее все заведомо непригодные или запретные для строительства трубопровода площади. Это существенно уменьшает объем перерабатываемой информации и ускоряет процесс поиска.
Для выбора оптимальной трассы используют ЭВМ.