Титульный лист программы дисциплины

(SYLLABUS)

ФормаФ СО ПГУ 7.18.4/19

Министерство образования и науки Республики Казахстан

Павлодарский государственный университет им. С. Торайгырова

Кафедра механика и нефтегазовое дело

ПРОГРАММА ДИСЦИПЛИНЫ (SYLLABUS)

TXNG 4301 – Транспортировка и хранение нефти и газа

Павлодар, 2013 г.

Лист утверждения программы дисциплины

(Syllabus)

ФормаФ СО ПГУ 7.18.4/19

УТВЕРЖДАЮ Декан факультета

___________ Токтаганов Т.Т. (подпись)

«___»_____________20__г.

Составитель: _________ профессор, д.т.н. Смайлова Н.Т. (подпись)

Кафедра механика и нефтегазовое дело

Программа дисциплины (Syllabus)

TXNG 4301 – Транспортировка и хранение нефти и газа

для студентов очной формы обучения специальности 5В070800 «Нефтегазовое дело»

Программа разработана на основании рабочей учебной программы, утверждённой «___»_________20__г.

Рекомендована на заседании кафедры от «___»____________20__г. Протокол № ____

Заведующий кафедрой ____________ Мустафин А.Х. «____» ________20__г. (подпись)

Одобрена учебно–методическим советом факультета металлургии, машиностроения и транс-порта

«___»______________20__г. Протокол №____

Председатель УМС факультета __________ Сембаев Н.С. «___» _______20__г. (подпись)

1. Паспорт учебной дисциплины

Наименование дисциплины Транспортировка и хранение нефти и газа

Количество кредитов и сроки изученияВсего – 3 кредитаКурс: 4Семестр: 7Всего аудиторных занятий – 45 часов Лекции – 15 часов Практические – 30 часов СРС – 90 часовОбщая трудоемкость – 135 часовФорма контроляЭкзамен – 7 семестрКурсовой проект – 7 семестрПререквизитыДля освоения данной дисциплины необходимы знания, умения и навыки, приобретён-

ные при изучении следующих дисциплин: механика жидкости и газа, гидро - и пневмопри-вод; основы нефтегазового дела.

Постреквизиты Знания, умения и навыки, полученные при изучении дисциплины, необходимы при

выполнении дипломного проекта.

2. Сведения о преподавателях и контактная информация

Лекции – Смайлова Нургуль Темиргалиевна, д.т.н., профессорПрактические занятия – Сарымов Ермек Калымович, старший преподавательСРСП – Дюрягин Сергей Павлович, доцентКафедра «Механика и нефтегазовое дело», аудитория Б–214, Б–209телефон: 8 (7182) 673623 Е–mail: ganibek2006@mail.ru.

3. Предмет, цели и задачи

Предмет дисциплиныСовременное состояние нефтяной и газовой промышленности. Роль углеводородного

сырья в современной цивилизации. Перспективы развития нефтегазового комплекса в Казах-стане и в мире.

Цель преподавания дисциплиныФормирование у студентов знаний и навыков по работе с современным нефтегазовым

оборудованием. Задачи изучения дисциплины – развитие знаний студентов в области нефтяной и газовой промышленности;– развитие навыков применения полученных знаний при проектировании и эксплуата-

ции различных объектов нефтегазотранспортных систем, объектов хранения и распределенияуглеводородов;

– развитие практических навыков выполнения отдельных технологических операций;– развитие навыков сбора и интерпретации информации, формулирования аргументов

по решению проблем в области нефтяной и газовой промышленности для подготовки и пре-зентации докладов, как специалистам, так и неспециалистам.

4. Требования к знаниям, умениям, навыкам и компетенциям

В результате изучения данной дисциплины студенты должны:иметь представление о:–основах нефтяной и газовой промышленности, технологических процессах в литей-

ном производстве и их тенденциях развития;знать:– роль и место нефтяной и газовой промышленности;–– теоретические основы нефтяной и газовой промышленности;– этапы транспортировки и хранения нефти и газа, их сущность, оборудование для их

осуществления.уметь:– проектировать основные элементы технологии транспортировки и хранения нефти и

газа;– выполнять необходимые расчеты.приобрести практические навыки:– выполнения транспортировки и хранения нефти и газа;– сбора, интерпретации, презентации, обсуждения информации и формулирования ар-

гументов по решению проблем в области нефтяной и газовой промышленности, как со спе-циалистами, так и неспециалистами в данных областях.

быть компетентным:– в вопросах осуществления транспортировки и хранения нефти и газа;– в вопросах проектирования транспортировки и хранения нефти и газа.

5. Тематический план изучения дисциплины

Распределение академических часов по видам занятий

№п/п

Наименование тем Количество аудиторных ча-сов по видам занятий

СРО

лек-ции

практи-ческие

курсовойпроект

Всего в томчислеСРОП

1

Современное состояние нефтянойи газовой промышленности. Рольуглеводородного сырья в современ-ной цивилизации. Перспективыразвития нефтегазового комплексав Казахстане и в мире.Основные нефтегазодобывающиерайоны. Величина запасов и добы-чи. Потребление углеводородов.Направления нефтегазотранспорт-ных потоков, способы транспорти-ровки

2 4 12

2 Магистральные нефтепроводы(МН). Состав сооружений МН, техноло-гическая схема нефтеперекачиваю-щей станции (НПС), определениечисла НПС по трассе МН и ихрасстановка. Совместная работа

2 4 13

НПС и линейной части МН.

3

Магистральные газопроводы (МГ).Состав сооружений МГ, технологи-ческая схема компрессорной стан-ции (КС), определение числа КС ирасстановка их по трассе МГ, регу-лирование работы МГ и КС.

2 4 13

4

Режимы работы МГ. Влияние внешних факторов (грунт,окружающая среда, режим работысилового и охлаждающего оборудо-вания). Необходимость охлаждениягаза, оптимизация работы аппара-тов воздушного охлаждения. Не-равномерность режима работы,сглаживание неравномерности.

2 4 13

5

Нефтебазы.Классификация нефтебаз. Составосновных сооружений, основноеоборудование, технологическаясхема и генеральный план. Видыопераций с жидкими углеводорода-ми. Большие и малые «дыхания»резервуаров.

2 4 13

6

Хранение нефти.Назначение нефтяных резервуаров,их виды. Стальные вертикальныерезервуары РВС, их конструкция.Оборудование резервуаров. Резер-вуарные парки. Предотвращениепотерь нефти при хранении ее в ре-зервуарах. Измерение количества икачества товарной нефти. Обслу-живание резервуарных парков.

2 5 13

7

Хранение газа.Неравномерности газопотребленияи способы их покрытия. Цели под-земного хранения газа. Типы под-земных хранилищ газа. Подземноехранение газа в истощенных иличастично выработанных газовых игазоконденсатных месторождени-ях. Закачка газа. Отбор газа.

3 5 13

Всего:135 (3 кредита) 15 30 90

6. Содержание лекционных занятий

Тема 1. Современное состояние нефтяной и газовой промышленности. Роль угле-водородного сырья в современной цивилизации. Перспективы развития нефтегазовогокомплекса в Казахстане и в мире.

Основные нефтегазодобывающие районы. Величина запасов и добычи. Потребление

углеводородов. Направления нефтегазотранспортных потоков, способы транспортировки. Тема 2. Магистральные нефтепроводы (МН). Состав сооружений МН, технологическая схема нефтеперекачивающей станции

(НПС), определение числа НПС по трассе МН и их расстановка. Совместная работа НПС илинейной части МН.

Тема 3. Магистральные газопроводы (МГ).Состав сооружений МГ, технологическая схема компрессорной станции(КС), опреде-

ление числа КС и расстановка их по трассе МГ, регулирование работы МГ и КС.Тема 4. Режимы работы МГ. Влияние внешних факторов (грунт, окружающая среда, режим работы силового и

охлаждающего оборудования). Необходимость охлаждения газа, оптимизация работы аппара-тов воздушного охлаждения. Неравномерность режима работы, сглаживание неравномерно-сти.

Тема 5. Нефтебазы.Классификация нефтебаз. Состав основных сооружений, основное оборудование, тех-

нологическая схема и генеральный план. Виды операций с жидкими углеводородами.Большие и малые «дыхания» резервуаров.

Тема 6. Хранение нефти.Назначение нефтяных резервуаров, их виды. Стальные вертикальные резервуары РВС,

их конструкция. Оборудование резервуаров. Резервуарные парки. Предотвращение потерьнефти при хранении ее в резервуарах. Измерение количества и качества товарной нефти. Об-служивание резервуарных парков.

Тема 7. Хранение и распределение газа.Неравномерности газопотребления и способы их покрытия. Цели подземного хране-

ния газа. Типы подземных хранилищ газа. Понятие буферного и активного газа в ПХГ. Под-земное хранение газа в истощенных или частично выработанных газовых и газоконденсат-ных месторождениях. Схема оборудования ПХГ. Закачка газа. Отбор газа. ПХГ в выработан-ных нефтяных месторождениях, в ловушках водонасыщенных коллекторов. ПХГ в отложени-ях каменной соли.

Тема 1. Современное состояние нефтяной и газовой промышленности. Роль угле-водородного сырья в современной цивилизации. Перспективы развития нефтегазовогокомплекса в Казахстане и в мире.

План:1. Основные нефтегазодобывающие районы.2. Величина запасов и добычи.3. Потребление углеводородов.4. Направления нефтегазотранспортных потоков, способы транспортировки.Краткое изложение каждого вопросаРайоны Средней Азии и Западного Казахстана относятся к числу крупнейших в стра-

не по запасам и добыче нефти и газа.Нефтяная отрасль Казахстана — одна из основных отраслей экономики Казахстана.

Годом добычи первой казахской нефти считается ноябрь 1899 года в месторождении Кара-шунгул.

Казахстан является одной из старейших нефтедобывающих стран мира. Нефть в Ка-захстане начали добывать ещё в конце XIX века, намного раньше, чем в Иране, Кувейте, Мек-сике, Норвегии, Саудовской Аравии.

Первыми высокую вероятность нахождения в этом регионе промышленных запасовнефти отметили российские военные, путешественники и ученые.

Начало разработки нефтяных промыслов Эмбы связано с деятельностью мелких рос-сийских предпринимателей.

13-18 ноября 1899 г. на месторождении Карачунгул в Южной Эмбе ударил первый га-

зонефтяной фонтан, выбросивший около 25 тысяч тонн легкой нефти. Так началось освоениенефтяных богатств Казахстана.

29 апреля 1911 г. из скважины № 3 в урочище Доссор ударил мощный фонтан. Струянефти поднялась на высоту 20-25 м. Качество ее оказалось очень хорошим, содержание керо-сина превышало 70%. Так было положено начало крупной промышленной добыче на Эмбе.

Вокруг эмбинской нефти поднялся невероятный ажиотаж, для взвинчивания курса ак-ций на мировых биржах распространялись слухи об огромном нефтяном море, непрерывныхфонтанах, втором Баку, высоком качестве нефти и ее неглубоком залегании. На Лондонскойбирже приступили к выпуску новых акций на 5 миллионов фунтов стерлингов (свыше 47млн. руб.), предназначенных для разработки нефтяных богатств России.

В 1910-1913 гг. возникают крупные акционерные нефтяные компании, все при непо-средственном участии английского капитала, который стал пионером масштабного промыш-ленного освоения нефтяных богатств Казахстана. Это – Западно-Уральское нефтяное обще-ство с ограниченной ответственностью (1912 г.), Центрально-Урало-Каспийское общество(1912 г.), зарегистрированная в Лондоне в 1914 г. Северо–Каспийская нефтяная компания,нефтепромышленное и торговое акционерное общество «Эмба» (1911-1919 гг.).

Всего на промыслах Эмбы в 1913 г. работало около 6 тысяч человек, в Доссоре – 2100человек. Там построено 10 жилых домов для рабочих, 8 казарм, 3 барака, две кухни, больни-ца, бани, столовые, школа, клуб, пекарни, телефон, электростанция, он стал настоящим неф-тяным городком. Все рабочие проходили медицинское освидетельствование, практиковалоськоллективное страхование от несчастных случаев, действовали 2-классное училище для де-тей, церковь, частный кинематограф. Рабочие-мусульмане освобождались от работ в празд-ники Ураза-Байрам и Курбан-Байрам, на Рождество Христово зажигалась елка, на Пасху ра-ботали за особую плату, как и в дни своего рождения. Для рабочих и специалистов выписыва-лись газеты и журналы: «Нефтяное дело», «Вестник инженеров», «Поверхность и недра»,«Русские ведомости», «Нива», «Современный мир».

В то же время высок был травматизм, плохо поставлена профессиональная подготовкарабочих, оставляло желать лучшего медицинское и торговое обслуживание. Местные казахивыполняли самые тяжелые физические работы, их принимали только носильщиками или чер-норабочими, редко масленщиками или тартальщиками.

Среди местного населения появляются первые предприниматели, обслуживающиенефтяную промышленность. Среди них, например, торговцы и извозчики Арыстангалиев,Бисембаев, Бекеев, Джаналиев, Сарсембаев, Утегалиев, Ченгерлаев и другие. Казахам прихо-дилось учиться на ходу мелкому бизнесу, перенимая опыт, навыки, практику ведения частно-го предпринимательства, изучать русский и английский языки. Они заключали договоры сфирмами и занимались поставкой продуктов питания, охраной нефтепромыслов и нефтепро-водов, строили дома и казармы, сдавали в аренду жилье.

Самым крупным нефтедобывающим предприятием было «Урало-Каспийское нефтя-ное общество». В 1914г. им было добыто 9,5 млн. пудов нефти, акционерным обществом«Эмба» – 6,5 млн. пудов, «Эмба–Каспийским нефтепромышленным обществом» – 382,5 тыс.пудов. Наивысшая годовая добыча нефти в районе составила 272,8 тыс. тонн в 1914 году (в1911 г. было добыто всего 15,7 тыс. тонн).

В 1913 году в мировом производстве нефти первое место занимали США, Россия –второе место. Урало-Эмбинский район занимал в России третье место после Баку и Грозногои давал 3 процента всей добычи нефти в 1914 году.

Таким образом, в начале ХХ века Урало-Эмбинский район играл заметную роль в рос-сийской нефтяной промышленности. Здесь действовало 11 российских и иностранных нефтя-ных компаний с основным капиталом около 60 миллионов рублей. Из них свыше двух третейприходилось на долю иностранного капитала, и лишь одну треть представлял российскийкапитал, в той или иной форме связанный с иностранным.

Среди иностранных капиталов доминирующее положение занимал английский, на егодолю приходилось 12 миллионов рублей. Общая же сумма английского капитала, размещен-

ного в нефтяной промышленности России, составляла 218 млн. руб. Из существовавших в товремя в мире 16 нефтяных синдикатов 10 были непосредственно вовлечены в нефтяную про-мышленность России, в том числе и Казахстана.

Одна из основных проблем нефтегазодобывающей отрасли Казахстана - отсутствиеразвитой трубопроводной системы - подавляющая часть экспортных потоков транспортиру-ется через российские трубопроводные системы.

По разведанным запасам нефти и газа Казахстан занимает 13-е место в мире. Общаяплощадь нефтегазоносных районов Казахстана - 1.698.000 км2, на которых расположены свы-ше 160 месторождений.

Прогнозные нефтегазовые ресурсы (включая казахстанский сектор Каспийского моря)оцениваются по нефти и конденсату в размере более 13 млрд.т., по природному газу - более 6трлн. куб.м.

Извлекаемые запасы нефти республики оцениваются в 7 млрд. тонн.Суммарные запасы нефти и газа приближаются к 2% доказанных мировых запасов уг-

леводородного сырья. Основные запасы углеводородов сконцентрированы в Атырауской области Казахстана.

Здесь насчитывается свыше 75 месторождений с разведанными запасами промышленной ка-тегории 929.2 млн. тонн нефти. В разработке находится 39 месторождений с запасами 846.1млн.тонн. Еще на 7 месторождениях идут подготовительные работы (общие запасы углеводо-родного сырья промышленной категории – 9,530 млн. тонн). В стадии доразведки находится24 месторождения (ожидаемые запасы - 50 млн. тонн нефти).

Наиболее крупные месторождения Атырауской области - Тенгиз (общие запасы более800 млн. тонн нефти, начальные извлекаемые – 781,1 млн. тонн), Королевское (начальные из-влекаемые запасы – 55,1 млн.тонн), Кенбайское (соответственно 30,9 млн. тонн).

Вслед за Атырауской областью по масштабам запасов идет Мангистауская область Ка-захстана. Здесь открыто около 70 месторождений, из которых активно разрабатываются 27.Крупнейшими месторождениями являются Узень, Жетыбай, Каламкас, Каражанбас. Манги-стауская область долгое время являлась основным нефтедобывающим районом Казахстана.

К перспективным на нефть и газ казахстанским областям относят Западно-Казах-станскую и Актюбинскую области. В первой расположено одно из крупнейших в республикеКарачаганское месторождение. Во второй – Жанажольская группа месторождений.

Казахстан - одна из немногих республик бывшего Советского Союза, которой удалосьпривлечь иностранных инвесторов и подписать с ними значительное количество контрактов.В республике действует свыше 20 совместных предприятий.

Крупнейшими по объему инвестиций являются проекты месторождения Тенгиз, Кум-кольского месторождения, трубопровода с месторождения Тенгиз до российского порта Но-вороссийск (КТК), а также освоение северной части Каспийского моря, прилегающей к тер-ритории Казахстана (более 100 тыс. кв.км).

Иностранные компании, наиболее активно работающие в Казахстане: Chevron, Mobil,Agip, British Petroleum/Amoco, British Gas, Royal Dutch/Shell, Statoil, ЛУКОЙЛ, JNOC(Японская национальная нефтяная корпорация) и др.

Литература: [2, с. 3 – 4]Мультимедийное сопровождение: [1]

Тема 2. Магистральные нефтепроводы (МН). Состав сооружений МН, технологическая схема нефтеперекачивающей станции

(НПС), определение числа НПС по трассе МН и их расстановка. Совместная работа НПС илинейной части МН.

План:1. Состав сооружений МН, технологическая схема нефтеперекачивающей станции

(НПС), определение числа НПС по трассе МН и их расстановка.2. Совместная работа НПС и линейной части МН.

Краткое изложение каждого вопросаОсновным элементом магистрального нефтепровода, выполняющим функции переда-

чи энергии потоку нефти для его перемещения к конечному пункту трубопровода, являетсянефтеперекачивающая станция.

Нефтеперекачивающие станции являются структурными подразделениями маги-стрального нефтепровода (МН) и представляют комплекс сооружений, установок и оборудо-вания, предназначенных для обеспечения транспорта нефти по трубопроводу.

НПС подразделяются на головные и промежуточные.Головная НПС – начальная на магистральном нефтепроводе нефтеперекачивающая

станция с резервуарным парком, осуществляющая операции по приему нефти с нефтепро-мысловых предприятий для дальнейшей транспортировки по магистральному нефтепроводу.

Промежуточная НПС – нефтеперекачивающая станция, осуществляющая повышениедавления перекачиваемой жидкости в магистральном нефтепроводе. Промежуточная НПСможет иметь резервуарный парк.

В состав НПС входят: насосные с магистральными и подпорными насосными агрега-тами; резервуарные парки; системы водоснабжения, теплоснабжения, канализации, пожаро-тушения, электроснабжения, автоматики, телемеханики, связи; технологические трубопрово-ды; печи подогрева нефти; узлы учета; производственно-бытовые здания, сооружения и дру-гие объекты.

Насосная – сооружение нефтеперекачивающей станции, в котором устанавливаетсяосновное (магистральные, подпорные насосы, электродвигатели) и вспомогательное (систе-мы смазки, охлаждение, подачи топлива, контроля и защит) оборудование.

По исполнению насосные могут быть: на открытой площадке; в капитальном помеще-нии; в блочном и блочно-модульном исполнении.

Насосные в капитальном помещении, в блочном и блочно-модульном исполнении обо-рудуются также системами водоснабжения, теплоснабжения, вентиляции и канализации.

Нефть от предыдущей станции с давлением, больше необходимого для бескавитаци-онной работы насосов, поступает в устройство приема и пуска скребка (если оно имеется), азатем, пройдя фильтры-грязеуловители, попадает во всасывающую линию насосной с под-ключенными к ней сбросными предохранительными устройствами. Пройдя последовательнонасосные агрегаты, нефть через регулирующие клапаны направляется в магистраль.

На приеме насосной станции устанавливаются фильтры-грязеуловители для улавлива-ния крупных механических частиц. О работоспособности фильтров судят по разнице давле-ний на приеме и выходе фильтров. При увеличении перепада давления до величины более0,05 МПа (0,5 кгс/см2) или уменьшении до величины менее 0,03 МПа (0,3 кгс/см2), котороесвидетельствуют о засорении или повреждении фильтрующего элемента, должно проводить-ся переключение на резервный фильтр.

Для предохранения приемного коллектора технологических трубопроводов НПС отчрезмерных давлений на приеме станции, возникающих при внезапных отключениях НПС,предусматривают предохранительные устройства типа «Аркрон» или УСВД – система сгла-живания ударной волны и предохранительные сбросные клапаны. Сброс избыточного давле-ния производится в безнапорные технологические емкости. Устройство типа «Аркрон» рабо-тает по следующему принципу: при резком нарастании давления на приеме станции со ско-ростью более 0,2 МПа/с открываются клапаны устройства «Аркрон» и происходит уменьше-ние скорости нарастания давления, что гарантирует невозможность гидравлического удара.При постепенном нарастании давления (со скоростью менее 0,1-1,2 МПа/с) «Аркрон» не сра-батывает.

Предохранительные сбросные клапаны срабатывают при достижении давления в кол-лекторе независимо от скорости нарастания аварийного значения 2,0- 3,0 МПа.

После прохождения фильтров-грязеуловителей и площадочных сооружений промежу-точной НПС с системами сглаживания и сброса волн давления нефть поступает в насоснуюна вход магистрального насосного агрегата.

Насосные относятся к взрывоопасным помещениям класса В – 1а, в которых при нор-мальной эксплуатации взрывоопасных смесей горючих паров с воздухом быть не должно; ихпоявление возможно только в результате аварий или неисправностей. Оборудование насос-ных делится на основное и вспомогательное. К основному оборудованию относятся маги-стральные насосы и электродвигатели к ним, к вспомогательному - системы, предназначен-ные для обслуживания основного оборудования: смазки подшипников насосов, оборотноговодоснабжения для охлаждения масла в маслоохладителях и воздушного пространства элек-тродвигателей при замкнутом цикле вентиляции, отвода перекачиваемой жидкости от разгру-зочных устройств насосов и отвода утечек от торцовых уплотнений, вентиляции. Все систе-мы имеют закрытое исполнение, рабочие реагенты циркулируют по замкнутому контуру.

Насосы, как правило, имеют встроенную систему импеллерного охлаждения торцевыхуплотнений.

В зависимости от исполнения электродвигателей установка насосов и электродвига-телей может быть осуществлена в общем зале и разных залах насосной.

Если двигатели в насосной установлены в невзрывобезопасном исполнении, то междузалами насосных агрегатов и электродвигателей имеется разделительная стенка. Для защитыэлектрозала от проникновения взрывоопасных смесей, горючих паров с воздухом предусмат-риваются:

а) создание избыточного давления воздуха в электрозале подпорными вентиляторны-ми;

б) установка сальниковых узлов между насосным и электрозалом;в) установка безпромвальной камеры с подачей избыточного давления воздуха в места

технологических разъемов разделительной стенки.Работа магистрального насосного агрегата взаимоувязана с комплексом, состоящим из

технологических трубопроводов с приемо-выкидными задвижками и обратным клапаном,электродвигателем, вспомогательными системами и агрегатной автоматикой.

Насосная с насосными агрегатами, как главная составляющая часть НПС, во многомопределяет надежность и безопасность эксплуатации нефтепроводной системы. Магистраль-ные и подпорные насосные агрегаты потребляют 92-97% всей энергии подводимой к НПС,поэтому качество изготовления, оптимальный выбор рабочих колес и современные конструк-ции их узлов, рациональная технология ремонта, постоянный контроль и анализ рабочих па-раметров предопределяют высокие требования к технологии их эксплуатации.

Для перекачки нефти по нефтепроводам применяются магистральные (типа НМ) иподпорные (типа НПВ) насосы по ГОСТ 12124-87. На их долю падает около 90% парка всехнасосов. Кроме того, в качестве магистральных используются насосы типа НД и ЦНС, а в ка-честве подпорных — насосы Вортингтон и НМП.

Насосы по ГОСТ 12124-87 выпускаются в климатическом исполнении УХЛ и У. Кате-гории размещения по ГОСТ 15150-69 для насосов могут быть 1, 2 и 4. Все насосы допускаютпараллельную работу.

По конструкции магистральные насосы по ГОСТ 12124-87 разделяются на два типа.Это насосы на подачу от 125 до 710 м3/ч и насосы на подачу от 1250 до 10000 м3/ч. Первыйтип представляет собой центробежный насос, горизонтальный, секционный, многоступенча-тый с кольцевыми подводами и отводом жидкости и односторонним расположением рабочихколес. Осевые усилия ротора насоса разгружены посредством гидравлической пяты. Конце-вые уплотнения ротора – торцового типа. Для восприятия радиальных усилий служат под-шипники скольжения с принудительной смазкой. Предельное рабочее давление в корпусе –10 МПа. Насосы с напорами более 550 м последовательной работы не допускают. Насосы по-дачей до 360 м3/ч допускают последовательную работу двух, остальные — трех одновремен-но работающих насосов.

Насосы второго типа, подачей от 1250 до 10000 м3/ч представляют собой центробеж-ную машину, горизонтальную, одноступенчатую, с рабочим колесом двухстороннего входа.Спиральный корпус насоса имеет осевой разъем в горизонтальной плоскости. В корпусе от-

литы каналы полу спирального подвода и двухзаходного спирального отвода. Концевыеуплотнения ротора торцового типа. Опорами ротора служат подшипники скольжения с при-нудительной смазкой. Неуравновешенное осевое усилие воспринимается сдвоенным ра-диально-упорным подшипником.

Насосы с подачей 1250 м3/ч и более допускают применение сменных роторов для ра-боты на подачах, вне рабочей зоны основного (номинального) ротора.

Для расширения области применения насосов НМ допускается уменьшение напора иподачи путем обточки колес.

Насосы НМ соединяются с двигателем зубчатой или пластинчатой муфтой. Муфтымогут быть выполнены с промежуточным валом.

Назначение подпорных насосов типа НПВ – обеспечение необходимого подпора длябескавитационной работы магистральных насосов. На НПС они соединяются по параллель-ной схеме.

Категория их размещения – 1 (на открытом воздухе), нижнее рабочее значение темпе-ратуры окружающего воздуха – не ниже минут 50°С.

Подпорные нефтяные насосы типа НПВ представляют собой вертикальную, односту-пенчатую, с рабочим колесом двустороннего входа машину. Базовой деталью насоса являетсястакан, в нижней части которого приварено эллиптическое днище. К стакану приварен гори-зонтально направленный входной патрубок.

На напорном фланце стакана установлена крышка с горизонтальным напорным па-трубком. К верхнему фланцу крышки крепится фонарь для монтажа электродвигателя. Про-точная часть насоса имеет двухзавитковый спиральный отвод. На роторе насоса, помимо ра-бочего колеса, устанавливаются предвключенные колеса.

Гидравлическое осевое усилие ротора уравновешивается за счет применения рабочегоколеса двустороннего входа. Масса ротора и неуравновешенная часть осевого усилия воспри-нимаются сдвоенным верхним радиально-упорным шарикоподшипником с консистентнойсмазкой. Радиальные усилия воспринимаются нижним и промежуточным подшипникамискольжения, смазываемые перекачиваемой жидкостью. Концевое уплотнение ротора торцово-го типа.

Насос с двигателем соединяется упруго-пальцевой или пластинчатой муфтой с про-ставкой.

Насосы типа НПВ имеют два варианта исполнения — с нормальным и укороченнымвалом.

Подпорные насосы типа НМП (насос нефтяной магистральный подпорный) предна-значен для перекачивания нефти к магистральным насосам и создания перед ними подпора,необходимого для обеспечения бескавитационной работы. Насосы этого типа центробежные,горизонтальные, одноступенчатые, с рабочим колесом двустороннего входа, корпус насосаимеет осевой горизонтальный разъем по оси насоса. В нижней части корпуса отлиты входнойи напорный патрубки, расположенные горизонтально. Корпус имеет каналы полуспиральногоподвода и двухзаходного спирального отвода. На валу устанавливается рабочее колесо и двапредвключенных осевых колес (по одному с каждой стороны рабочего колеса). Концевыеуплотнения ротора торцового типа с подводом перекачиваемой жидкости от напорной поло-сти насоса. Опорами ротора служат шарикоподшипники с жидкой смазкой при помощи сма-зочных колец. В корпусах подшипников выполнены камеры для охлаждающей жидкости.

Подшипник со стороны свободного конца вала наряду с радиальными воспринимает иосевые неуравновешенные усилия. Валы насоса и электродвигателя соединяются зубчатоймуфтой.

Подпорные вертикальные насосы Вортингтон нашли применение в нефтепроводномтранспорте ввиду хороших показателей надежности по сравнению с аналогичными насосамиотечественного производства типа НПВ. В первую очередь это объясняется тем, что они име-ют частоту вращения ротора 980об/мин по сравнению с 1500 об/мин насосов НПВ. Сравни-тельно низкие обороты значительно снижают динамические нагрузки на основные детали и

узлы насосов Вортингтон, что в сочетании с более высоким качеством изготовления увеличи-вают межремонтный ресурс в 2-2,5 раза по сравнению с насосами НПВ. Насосы Вортингтонпри номинальной подаче 5000м3/ч имеют напор 120 м. Корпус насоса рассчитан на давление1,6 МПа, стакана – 1,0 атм.

Корпус насоса состоит из первой ступени, включающей рабочее колесо двустороннеговсасывания, расположенное в корпусе с двойной улиткой. Вторая ступень состоит из входно-го раструба, рабочего колеса и многолопаточного осевого диффузора. Опорой вала служитподшипник качения с бочкообразными роликами. Смазка жидкая, принудительная.

Вал насоса с двигателем соединяется при помощи зубчатой или пластинчатой муфты.В системе магистрального транспорта нефти используются в небольшом количестве насосытипа ЦНС (МС). Они представляют собой многоступенчатые секционные центробежные од-нокорпусные насосы. Число ступеней, в зависимости от требуемого напора, составляет от 2до 10. По исполнению они изготавливаются двух групп - нормальной и высокооборотной.

В качестве подпорных насосов на предприятиях нефтепроводного транспорта эксплуа-тируются еще насосы типа НДВН и НДСН. Это одноступенчатые насосы с рабочим колесомдвухстороннего входа и частотой вращения до 1000 об/мин. Насосы чугунного исполнения иимеют горизонтальный разъем вдоль оси вала. Уплотнение вала, как правило, сальниковое.Опорами вала служат либо подшипники скольжения (насосы типа 14НДСН, 24НДСН), либошарикоподшипники (насосы типа 8НДВН, 12НДСН, 20НДСН, 32НД-8х1). Отличительнойособенностью насосов этого типа являются высокие значения КПД, которые сохраняются втечение продолжительного срока работы, хорошая всасывающая способность, низкие уровнивибрации, надежность в эксплуатации.

В качестве привода магистральных насосов используются синхронные типа СТД,СТДП и асинхронные типа АТД, АТД2, А3П, В3М3, АРМП и другие электродвигатели на 6 и10 кВ. Для привода подпорных насосов типа НМП и НПВ используются двигатели типа ДС,СДН, ВАОВ.

Электродвигатели характеризуются видом их механической характеристики:w = f(Mвp),

где w – угловая скорость вращения; Мвр – вращающий момент двигателя.

Различают три вида механических характеристик электропривода.Синхронные двигатели имеют абсолютно жесткую механическую характеристику.Угловая скорость ротора такого двигателя не изменяется с изменением вращающего

момента.Асинхронные двигатели имеют менее жесткую характеристику, которая приводит (с

ростом вращающего момента) к снижению угловой скорости двигателя на 3-6%.Двигатели постоянного тока, нерегулируемые по оборотам, синхронные и асинхрон-

ные двигатели имеют мягкую характеристику.При регулировании режима работы насоса частотой вращения ротора двигателя реко-

мендуется характеристика, занимающая среднее положение между жесткой и мягкой харак-теристиками.

Двигатели мощностью до 5 МВт могут быть с разомкнутым или замкнутым цикломвентиляции. При мощности более 5 МВт имеет место замкнутый цикл вентиляции.

Основное насосное силовое оборудование перекачивающих станций имеет, как прави-ло, принудительную систему смазки

Маслосистема состоит из основного и резервного маслонасосов, подающих масло измаслобака к подшипниковым узлам насоса и электродвигателя, маслофильтров, маслоохлади-теля (при необходимости).

Для самотечного слива масла в маслобак – оборудование маслосистемы размещаетсяниже уровня основной насосной в приямках или в отдельных, обустроенных помещениях.

С целью обеспечения надежной подачи масла к узлам трения работающих насосов

при кратковременных исчезновениях напряжения предусмотрены аккумулирующие маслоба-ки, устанавливаемые на высоте 9 м в помещении электрозала либо вне его.

В качестве маслонасосов используются шестеренные роторные насосы типа РЗ пода-чей от 1,1 до 18 м3/ч.

Подача масла к подшипникам осуществляется под давлением 0,05МПа и расходом 0,4-0,6 м3/ч на один подшипник. Температура масла на входе в агрегат должна находиться в пре-делах 35-55°С.

На НПС магистральных нефтепроводов применяются системы двух типов разгрузкиторцовых уплотнений насосов - групповая и автономная.

Групповая система является единой для всех установленных в насосной агрегатов. Ав-тономная система обеспечивает охлаждение торцовых уплотнений одного насоса. Торцовыеуплотнения надежно работают при наличии постоянной циркуляции нефти в зоне трущейсяпары, необходимой для охлаждения элементов контактных пар и снижения коэффициентатрения. Подачу нефти к торцовым уплотнениям осуществляют с помощью импеллеров, уста-навливаемых на валу наcoca. Объем нефти, перетекающий через контактные пары торцовыхуплотнений, при нормальной работе насосов, а также при разрушении уплотнений, отводитсяв резервуар-сборник утечек НПС.

Система охлаждения насосных агрегатов предназначена для обеспечения требуемоготемпературного режима электродвигателей и охлаждения масла, подаваемого к подшипникамнасосного агрегата.

Электродвигатели охлаждаются путем создания циркуляции воздуха внутри двигателя(продуваемое исполнение двигателя). Циркуляция воздуха в двигателе может выполнять так-же функции взрывозащиты – взрывозащищенное исполнение электродвигателя.

Продуваемые электродвигатели могут работать как при разомкнутом, так и при зам-кнутом циклах вентиляции. В первом случае свежий воздух для продувания подается в элек-тродвигатель снаружи через фундаментную яму по специальному желобу с помощью венти-ляторов, установленных в воздуховоде. После охлаждения двигателя воздух отводится запределы взрывоопасной зоны по воздуховоду. У взрывозащищенных электродвигателей, ра-ботающих под избыточным давлением, регулирование давления воздуха осуществляетсязаслонкой, расположенной в выходящем воздуховоде. Ряд двигателей имеют вентиляторы,устанавливаемые на роторе.

Взрывозащищенные двигатели, продуваемые под избыточным давлением, могут рабо-тать по замкнутому циклу вентиляции. При этом воздух снаружи засасывается вентилятором,и прежде чем поступить в двигатель охлаждается в воздухоохладителе. Воздухоохладитель,как правило, применяется водяного трубчатого типа. Нагретый воздух возвращается из двига-теля снаружи воздуха и засасывается вентилятором, создавая замкнутую систему его цирку-ляции.

Взрывозащищенные электродвигатели типа СТДП, устанавливаемые в одном зале снасосом, имеют водяное охлаждение. Вода циркулирует по замкнутому контуру при помощинасосов, устанавливаемых в специальном помещении. В жаркое время года вода может охла-ждаться в радиаторах, имеющих воздушное охлаждение.

Охлаждение масла, используемого в подшипниковых опорах насосного агрегата, осу-ществляется, как правило, в летнее время года с применением водяных или воздушных мас-лоохладителей. Воздушные маслоохладители имеют два радиатора, продуваемые при помо-щи вентилятора.

Система приточно-вытяжной вентиляции насосной состоит из двух приточных венти-ляторов с калориферами, двух-четырех вытяжных вентиляторов и разводящих воздуховодов.В функции системы приточно-вытяжной вентиляции входит:

ограничение максимальной концентрации паров в воздухе насосного зала; подача воздуха для отопления машинного зала и поддержания температуры в пре-

делах требований, предъявляемых по техническим уровням установленного там оборудова-ния и аппаратуры автоматики;

поддержание перепада давления между воздушной камерой уплотнения промежу-точного вала и помещением насосного зала (для насосных с разделительной стенкой).

На нефтеперекачивающих станциях предусматривается также естественная вытяжнаявентиляция. Схема приточной вентиляции применительно к насосной, где размещение маги-стрального насоса выполнено в одном зале со взрывозащищенным двигателем типа 4АЗМВ,из двух вентиляторов, один из вентиляторов является резервным.

Размещение вентиляторов, калориферов, огневого предохранителя и обратных клапа-нов выполнено в отдельном от насосного зала помещении. Воздухораспределительные насад-ки и регулируемые заслонки находятся в насосной. Насадки располагаются у стены напротивкаждого насосного агрегата.

При применении электродвигателей невзрывозащищенного исполнения размещениенасоса и привода производится в различных помещениях – насосном зале и электрозале. Раз-делительная стенка между залами является герметичной. Промежуточный вал, соединяющийвалы насоса и электродвигателя и проходящий через разделительную стенку, имеет уплотне-ние.

Уплотнение находится под избыточным давлением, создаваемым приточными венти-ляторами.

Электрозал в этом случае находится под избыточным давлением воздуха за счет рабо-ты специальных подпорных вентиляторов.

Схема вытяжной вентиляции насосной, где нефтяной насос располагается в одном по-мещении со взрывозащищенным электродвигателем. Вентиляторы устанавливаются снаружипомещения. Вытягиваемый из насоса воздух по воздуховоду направляется наверх выше кры-ши здания насосной. Воздуховод заканчивается перекидным клапаном и факельной насадкой.Вентиляторы располагаются, как правило, попарно с каждого торца здания. Один из вентиля-торов каждой пары – резервный.

Пристенные воздушные насадки, располагаемые внутри насосной, обеспечивают за-бор и отсос воздуха из помещения. Воздушные насадки вытяжной вентиляции устанавлива-ются также в приямке насосного зала, где расположены маслонасосы.

Литература: [2, с. 61 - 68, с. 164 - 172, с. 243 - 250, с. 321 - 326, с. 351 - 362, с. 387 -447]

Мультимедийное сопровождение: [1, 3, 4]

Тема 3. Магистральные газопроводы (МГ).План:1. Состав сооружений МГ.2. Технологическая схема компрессорной станции (КС).3. Определение числа КС и расстановка их по трассе МГ.4. Регулирование работы МГ и КС.

Краткое изложение каждого вопросаЭффективность работы основного оборудования НПС определяется главным образом

энергозатратами на перекачку нефти, которые находятся в прямой зависимости от режима ра-боты станций и применяемых на них методов регулирования. Для обеспечения НПС необхо-димой эффективности работы насосы станций следует эксплуатировать только в их рабочейзоне, а из всех возможных методов регулирования применять наиболее экономичный дляконкретных условий эксплуатации НПС.

Компрессорные станции МГКомпрессорные станции с центробежными нагнетателями достаточно разнообразны

по своим технологическим схемам. Объясняется это, главным образом, широким перечнемтипоразмеров ГПА, используемых на подобных станциях – здесь могут быть агрегаты с пол-нонапорными или неполнонапорными нагнетателями, с электродвигателями либо с газотур-бинными установками различного исполнения.

В сочетании с различными вариантами дополнительных функций, возлагаемых на КС,перечисленное порождает достаточное число разновидностей технологических схем КС сцентробежными нагнетателями. Однако в большинстве случаев эти схемы не имеют междусобой существенных различий и сводятся, по сути, к одному типовому виду.

На технологическую схему КС наибольшее влияние оказывает вид установленных настанции нагнетателей. Это влияние ограничивается преимущественно компрессорным цехомстанции.

Количество ступеней очистки газа изменяет общую схему станции так же локально,только в части установки очистки газа УО.

В значительной меньшей мере технологическая схема КС зависит от типа привода на-гнетателей. Тип привода определяет лишь масштабы установки подготовки газа УПГ. При га-зотурбинном приводе нагнетателей УПГ наиболее весома по своим функциям и размерам.Данному случаю отвечает технологическая схема, когда на станции используется электропри-вод, на УПГ отсутствуют устройства по подготовке топливного и пускового газа, а на схемеКС не предусматриваются соответствующие трубопроводы.

Технологическая схема КС с центробежными нагнетателями

Помимо рассмотренных, наиболее значимых различий технологические схемы ком-прессорных станций могут иметь достаточно большое количество мелких расхождений другс другом. Например, нормами технологического проектирования ОНТП 51-1-85 на всехпроектируемых и строящихся КС предусматривается использовать одну общую установкуохлаждения газа УХ. На ряде ранее сооружённых станций, возведённых ещё по старым нор-мам, данная установка выполнена раздельной, состоящей из нескольких автономных друг отдруга групп АВО. На некоторых станциях АВО вообще отсутствует.

Одним из отличий технологических схем может быть применение на мощных КС двухниток трубопроводов вместо одной для соединения компрессорных цехов с магистральнымтрубопроводом. К двухниточному варианту прибегают для снижения скорости движения газав трубопроводах и уменьшения сопротивления коммуникаций КС.

Нагнетательные коммуникации компрессорного цеха могут быть многониточными ипо другим причинам. Например, при использовании на КС нескольких групп неполнонапор-ных нагнетателей.

Достаточно большое количество изменений в типовую схему компрессорных станцийвносится в результате рационализаторских разработок. Нововведения возникают из-за необ-ходимости учёта особенностей работы конкретных станций, которые трудно учесть в одномварианте схемы.

На типовой технологической схеме КС использована единая нумерация основных тех-нологических кранов КС. Согласно данной нумерации все краны на площадке КС разбиты надве группы – обще станционные краны и краны обвязки нагнетателей. К общестанционнымкранам относятся краны узла подключения станции к магистральному газопроводу.

Пуск любой машины сопряжен с преодолением инерции её находящихся в покое по-движных частей и с приложением к машине значительных пусковых усилий. Это влечёт засобой, с одной стороны, повышенный расход энергии на пуск, с другой – дополнительныйизнос оборудования.

Для облегчения пусков и снижения износа агрегаты пускают в работу постепенно сминимальной загрузкой их по мощности. Минимум загрузки обеспечивается при малыхпроизводительностях нагнетателя, которые в условиях КС достигаются работой агрегатов на«станционное кольцо» через приоткрытый кран. Кран – регулирующий. Он в отличие от про-чих кранов КС, имеющих всего два положения («открыт» или «закрыт»), может заниматьпромежуточные позиции и таким образом осуществить пропуск газа через «станционноекольцо» с дросселированием потока в данном кольце.

После пуска ГПА, по мере набора его ротором частоты вращения и мощности, кранпостепенно все более открывается и загрузка агрегата по мощности также постепенно воз-растает. Кран используется также при остановках ГПА для предотвращения образования вконструктивных элементах агрегатов чрезмерных напряжений от резкой их разгрузки.

Постепенность снятия нагрузки с ГПА осуществляется переводом агрегатов, перед ихотключением, из режима работы «на магистраль» в режим работы «на кольцо» в порядке,обратном последовательности действий, производимых при пуске ГПА.

Кран имеет дистанционное управление с главного щита компрессорной станции.Предотвращение помпажа центробежного нагнетателя и вывод нагнетателя из режима

помпажа осуществляется с помощью крана. Помпаж, как известно, возникает в том случае,когда происходит уменьшение объёмного расхода газа через нагнетатель и этот расход стано-вится меньше некоторого критического значения Qкр. Для выведения нагнетателя из помпажанеобходимо увеличить расход газа через компрессорную машину.

Литература: [1, с. 13 – 413]Мультимедийное сопровождение: [1, 2]

Тема 4. Режимы работы МГ. План:1. Влияние внешних факторов (грунт, окружающая среда, режим работы силового и

охлаждающего оборудования).2. Необходимость охлаждения газа, оптимизация работы аппаратов воздушного охла-

ждения.3. Неравномерность режима работы, сглаживание неравномерности.Краткое изложение каждого вопросаСо временем месторождение природного газа истощается, давление на устье скважин

газового промысла падает. Для его поддержания на головной КС (первой от промысла) строятдополнительные (дожимные) компрессорные цеха. При истощении месторождения дебитскважин начинает снижаться, что приводит к уменьшению объемов транспортируемого погазопроводу газа и соответствующей перестройке режимов работы КС. При полном прекра-щении добычи газа на промысле (в среднем через 20-30 лет) и сооружении на его базе ПХГвозможно даже использование КС для перекачки газа в обратном направлении (к ПХГ от дру-гих месторождений) с соответствующим переоборудованием КС. Таким образом, КС маги-стрального газопровода следует рассматривать как объект, постоянно изменяющийся в про-

цессе эксплуатации: одноцеховая КС со временем может стать многоцеховой, состоящей издвух или более цехов, а также подвергнуться реконструкции или демонтажу.

Режим работы МГ определяется параметрами на выходе из КС, обеспечиваемымиГПА. Необходимые параметры ГПА зависят в первую очередь от диаметра трубы, давленияперекачиваемого газа, степени повышения давления (отношение давлений на выходе и входеКС), технологической схемы компримирования. Режим работы газопровода в общем случаеявляется переменным. Это вызвано в первую очередь сезонной неравномерностью потребле-ния газа в течение года. Степень этой неравномерности зависит от доли газа, расходуемогодля выработки электроэнергии, и отопления. Кроме этого, имеет место недельная и суточнаянеравномерности газопотребления, но последняя обычно сглаживается за счет аккумулирую-щей способности трубы. Недельная неравномерность зависит от количества газа, используе-мого в обрабатывающих отраслях промышленности, предприятия которых обычно не работа-ют в выходные и праздничные дни. Другими факторами, вызывающими изменение режимаработы газопровода, являются сезонные и суточные колебания температуры перекачиваемогогаза, зависящие от атмосферных условий; возможны также колебания химического составагаза, поступающего от разных промыслов в различных соотношениях, и другие причины.Переменной является и располагаемая мощность КС при изменении атмосферных условий,особенно оборудованных газотурбинными ГПА. Изменение режима работы газопроводапроисходит и в течение длительного периода: появляются новые потребители по трассе иразвиваются или исчезают старые. Иногда возникает возможность подпитки от вновь вводи-мых близ трассы промыслов.

Литература: [1, с. 81 – 144], [2, с. 5 – 58]Мультимедийное сопровождение: [1, 11]

Тема 5. Нефтебазы.План:1. Классификация нефтебаз. 2. Состав основных сооружений, основное оборудование, технологическая схема и ге-

неральный план.3. Виды операций с жидкими углеводородами.4. Большие и малые «дыхания» резервуаров.Краткое изложение каждого вопросаНефтебазами называются предприятия, состоящие из комплекса сооружений и уста-

новок, предназначенных для приема, хранения и отпуска нефтепродуктов потребителям.Основное назначение нефтебаз - обеспечить бесперебойное снабжение промышленно-

сти, транспорта, сельского хозяйства и других потребителей нефтепродуктами в необходи-мом количестве и ассортименте; сохранение качества нефтепродуктов и сокращение до ми-нимума их потерь при приеме, хранении и отпуске потребителям.

Нефтебазы представляют большую опасность в пожарном отношении. Наиболее по-жароопасными объектами являются резервуары. Поэтому за критерий пожароопасности неф-тебаз принят суммарный объем резервуарного парка. Его величина положена в основу деле-ния нефтебаз на категории:

- I - общий объем резервуарного парка свыше 100 000 м3;- II - то же свыше 20 000 м3 по 100 000 м3;- III а - то же свыше 10 000 м3 по 20 000 м3;- III б-то же свыше 2 000 м3 по 10 000 м3;- III в - то же до 2 000 м3 .включительно.В зависимости от категории нефтебаз строительными нормами и правилами устанав-

ливаются минимально допустимые (с точки зрения пожарной безопасности) расстояния дососедних объектов, например, расстояние от нефтебаз I категории до жилых и общественныхзданий должно быть не менее 200 м, а от нефтебаз II и III категории - не менее 100 м.

По принципу оперативной деятельности нефтебазы делятся на перевалочные, распре-

делительные и перевалочно-распределительные.Перевалочные нефтебазы предназначены для перегрузки (перевалки) нефтепродуктов

с одного вида транспорта на другой. Размещают их на берегах судоходных рек и озер, вблизиморских портов, крупных железнодорожных магистралей, промежуточных перекачивающихстанций нефтепродуктопроводов. Роль конечного пункта магистрального нефтепродуктопро-вода (МНПП) также обычно играет перевалочная нефтебаза.

Распределительные нефтебазы предназначены для непродолжительного хранениянефтепродуктов и снабжения ими потребителей обслуживаемого района. Их разделяют наоперативные, обслуживающие лишь местных потребителей, и сезонного хранения, предна-значенные как для удовлетворения местных потребностей, так и для компенсации неравно-мерности подачи нефтепродуктов на оперативные нефтебазы, входящие в зону влияния неф-тебазы сезонного хранения.

Перевалочно-распределительные нефтебазы совмещают функции перевалочных и рас-пределительных нефтебаз.

По транспортным связям нефтебазы делятся на железнодорожные, водные (речные,морские), водно-железнодорожные, трубопроводные и базы, получающие нефтепродукты ав-тотранспортом.

По номенклатуре хранения нефтепродуктов различают нефтебазы общего хранения,только для светлых нефтепродуктов, только для темных нефтепродуктов и др.

Операции, проводимые на нефтебазахВсе производственные операции, проводимые на нефтебазах, разделяют на основные

и вспомогательные. К основным операциям относятся:- прием нефтепродуктов, доставляемых на нефтебазу железнодорожным, водным, ав-

томобильным транспортом и по трубопроводам или отводам от них;- хранение нефтепродуктов в резервуарах и тарных хранилищах;- отпуск нефтепродуктов в железнодорожные и автомобильные цистерны, нефтена-

ливные суда или по трубопроводам;- замер и учет нефтепродуктов.К вспомогательным операциям относятся:- очистка и обезвоживание масел и других вязких нефтепродуктов;- смешение масел и топлив;- регенерация отработанных масел;- изготовление и ремонт тары;- ремонт технологического оборудования, зданий и сооружений;- эксплуатация котельных, транспорта и энергетических устройств.Количество вспомогательных операций на различных нефтебазах неодинаково.Объекты нефтебаз и их размещениеРазмещение объектов на территории нефтебазы должно обеспечивать удобство их вза-

имодействия, рациональное использование территории, минимальную длину технологиче-ских трубопроводов, водоотводящих (канализационных), водопроводных и тепловых сетейпри соблюдении всех противопожарных и санитарно-гигиенических требований.

Территория нефтебазы в общем случае разделена на 7 зон:1) железнодорожных операций;2) водных операций;3) хранения нефтепродуктов;4) оперативная;5) очистных сооружений;6) вспомогательных сооружений;7) административно-хозяйственная.В зоне железнодорожных операций размещаются сооружения для приема и отпуска

нефтепродуктов по железной дороге. В состав объектов этой зоны входят:а) железнодорожные тупики;

б) сливо-наливные эстакады для приема и отпуска нефтепродуктов;в) нулевые резервуары, располагающиеся ниже железнодорожных путей;г) насосные станции для перекачки нефтепродуктов из вагонов-цистерн в резервуар-

ный парк и обратно;д) лаборатории для проведения анализов нефтепродуктов;е) помещение для отдыха сливщиков и наливщиков (операторная);ж) хранилища нефтепродуктов в таре;з) площадки для приема и отпуска нефтепродуктов в таре.В зоне водных операций сосредоточены сооружения для приема и отпуска нефте-

продуктов баржами и танкерами. К ним относятся:а) причалы (пирсы) для швартовки нефтеналивных судов;б) стационарные и плавучие насосные;в) лаборатория;г) помещение для сливщиков и наливщиков.В зоне хранения нефтепродуктов размещаются:а) резервуарные парки для светлых и темных нефтепродуктов;б) резервуары малой вместимости для отпуска небольших партий нефтепродуктов

(мерники);в) обвалование - огнестойкие ограждения вокруг резервуарных парков, препятствую-

щие розливу нефтепродуктов при повреждениях резервуаров.Оперативная зона предназначена для размещения средств отпуска нефтепродуктов в

автоцистерны, контейнеры, бочки и бидоны, т.е. относительно мелкими партиями. В этойзоне размещаются:

а) автоэстакады и автоколонки для отпуска нефтепродуктов в автоцистерны;б) разливочные и расфасовочные для налива нефтепродуктов в бочки и бидоны;в) склады для хранения расфасованных нефтепродуктов;г) склады для тары;д) погрузочные площадки для автотранспорта.В зоне очистных сооружений сосредоточены объекты, предназначенные для очистки

нефтесодержащих вод от нефтепродуктов. К ним относятся:а) нефтеловушки;б) флотаторы;в) пруды-отстойники;г) иловые площадки;д) шламонакопители;е) насосные;ж) береговые станции по очистке балластных вод.В зоне вспомогательных сооружений, обеспечивающих работоспособность основных

объектов нефтебазы находятся:а) котельная, снабжающая паром паровые насосы, систему подогрева нефтепродуктов

и систему отопления;б) трансформаторная подстанция для снабжения нефтебазы электроэнергией;в) водонасосная;г) механические мастерские;д) склады материалов, оборудования и запасных частей, а также другие объекты.Объекты вышеперечисленных зон соединяются между собой сетью трубопроводов

для перекачки нефтепродуктов, их снабжения водой и паром, а также для сбора нефтесодер-жащих сточных вод.

Схема разбивки территории нефтебазы на зоны:I - зона железнодорожных операций; II - зона водных операций; III - зона хранения; IV - оперативная зона; V - зона очистных сооружений; VI - зона вспомогательных опе-

раций; VII - административно - хозяйственная зона; 1 - железнодорожный тупик; 2 - железнодорожная сливо-наливная эстакада; 3 - нулевой резервуар; 4 - насосная; 5 - лаборатория; 6 - операторная; 7 - хранилище нефтепродуктов в таре; 8 - причал; 9 - насосная; 10 - операторная; 11 - резервуарный парк светлых нефтепродуктов; 12-резервуарный парк темных нефтепродуктов; 13 - мерник; 14 - резервуар пожарного

запаса воды; 15 - автоэстакада; 16 - разливочная и расфасовочная;17 - склад для хранениярасфасованных нефтепродуктов; 18 - склад для тары; 19 - нефтеловушка; 20 - шламонакопи-тель; 21 - котельная; 22 - трансформаторная подстанция; 23 - водонасосная;

24 - мехмастерские; 25 - склад материалов, обрудования и запасных частей; 26 - конторы грузовых операций; 27 - пожарное депо; 28 - конторы; 29 - проходная; 30 - здание охраны; 31 – гараж

В административно-хозяйственной зоне размещаются:а) контора;б) проходные;в) гаражи;г) пожарное депо;д) здание охраны нефтебазы.Перечисленные зоны и объекты не обязательно входят в состав каждой нефтебазы. Их

набор зависит от типа и категории нефтебазы, назначения и характера проводимых операций.Так, например, на многих перевалочных нефтебазах нет оперативной зоны, а на распредели-тельных нефтебазах, снабжаемых нефтепродуктами с помощью автотранспорта нет железно-дорожных и водных операций.

Литература: [3, с. 3 – 51]Мультимедийное сопровождение: [1]

Тема 6. Хранение нефти.План:1 Назначение нефтяных резервуаров, их виды. 2 Стальные вертикальные резервуары РВС, их конструкция. 3 Оборудование резервуаров. 4 Резервуарные парки. 5 Предотвращение потерь нефти при хранении ее в резервуарах. 6 Измерение количества и качества товарной нефти. 7 Обслуживание резервуарных парков.

Краткое изложение каждого вопросаХранение нефти и нефтепродуктов - содержание резервных запасов нефти и нефте-

продуктов в условиях, обеспечивающих их количественную и качественную сохранность втечение установленного времени. Иногда хранение нефти совмещается c другими технологи-ческими операциями (обезвоживание, обессоливание нефти, смешение, подогрев и т.д.). Oсу-ществляется в ёмкостях на нефтепромыслах, перекачивающих станциях и наливных станци-ях магистральных нефтепродуктопроводов, сырьевых и товарных парках нефтеперерабатыва-ющих заводов; в ёмкостях и мелкой таре на нефтебазах и автозаправочных станциях.

Cкладские предприятия для хранения нефти разделяются на самостоятельные и входя-щие в состав других предприятий. Bеличина суммарного объёма резервуарной ёмкости хра-нилища зависит от грузооборота нефти и нефтепродуктов, интенсивности и характера основ-ных технологических операций, назначения и географического расположения объекта. Bоснову расчёта ёмкости по сортам нефтепродуктов принимается их годовой грузооборот играфики (планы) завоза и вывоза в местной реализации. Oбъём хранилищ нефти и нефтепро-дуктов принимают по нормам технологического проектирования, равным нескольким суточ-ным производительностям объекта.

Oтношение годового грузооборота по данному нефтепродукту (в м3/год) к суммарномуобъёму установленной ёмкости называется среднегодовым коэффициентом оборачива- емо-сти резервуаров, значение которого колеблется от 0,5 до 150 в год. Kоэффициент оборачивае-мости характеризует степень использования резервуаров, c его увеличением снижается стои-мость перевалки нефтепродукта через нефтебазу. Mалые значения коэффициентов оборачива-емости обычно имеют речные и морские нефтебазы, расположенные в замерзающих портах,большие - перевалочные железнодорожные нефтебазы, a особенно - расположенные в началеи конце нефтепродуктопроводов. Kоэффициент оборачиваемости резервуаров промыслов от2 до 5 в год, товарных парков НПЗ, ПС, АЗС - обычно 100-150 в год.

Eмкости для хранения нефти сооружают из несгораемых материалов в наземном, под-земном и полуподземном исполнении. Hаибольшее распространение получили наземныевертикальные стальные цилиндрические резервуары, на мелких нефтебазах и АЗС - подзем-ные и наземные горизонтальные цилиндрические резервуары, для хранения нефти и мазута -железобетонные резервуары.

Широко распространены резервуары низкого давления co щитовой, конической и сфе-рической кровлей и плоским днищем, т.н. атмосферные. Это в основном типовые резервуары(изготовляются на заводеде в виде рулонов, a на месте установки их монтируют на подготов-ленном фундаменте), рассчитанные на внутреннее избыточное давление до 0,002 МПa и ва-куум до 0,00025 МПa; сооружаются объёмом 100-120 000 м3. Для нефти и нефтепродуктов cвысоким давлением насыщенных паров резервуары оборудуются внутренним понтоном (ри-сунок 1) или плавающей крышей (рисунок 2) вместо стационарной.

Cхема резервуара c понтоном для сокращения испарения нефти и нефтепродуктов: 1 - патрубок для подачи нефти; 2 - патрубок для отбора нефти;

3 - корпус резервуара; 4 - понтон; 5 - дыхательный клапан; 6 - огневой предохранитель; 7 - ограничитель хода понтона

Pезервуары типа РГС в отличие от вертикальных изготовляют, как правило, на заводахобъёмом 3-100 м3 и поставляют на место установки в готовом виде; используют для храненияразличных нефтепродуктов в малых количествах. Пo сравнению c резервуарами типа PBCони более металлоёмки, но хранить нефтепродукты в них можно под высоким избыточнымдавлением и вакуумом. Teпловые резервуары РГС выдерживают избыточное давление до 0,07МПa и вакуум до 0,001 МПa; их габаритные размеры принимаются c учётом возможноститранспортировки в готовом виде ж/д транспортом. Pезервуары устанавливают под землёй наглубину не более 1,2 м от поверхности площадки. При необходимости самотёчного отпусканефтепродукта или когда затруднена подземная установка из-за высокого стояния грунтовыхвод, их монтируют на опорах и фундаментах.

Cхема резервуара c плавающей крышей:1 - шарнирная труба для сброса ливневых вод c плавающей крыши; 2 - патрубок для

отбора нефти; 3 - патрубок для подачи нефти; 4 - корпус резервуара; 5 - плавающая крыша; 6 - затвор, уплотняющий зазор между плавающей крышей и корпусом; 7 - лестница

для осмотра крыш; 8 - маршевая лестница

Подземные хранилища предназначены главным образом для больших запасов нефти инефтепродуктов. B зависимости от схемы устройства и способа сооружения различают ледо-грунтовые, шахтные хранилища, подводные нефтехранилища, a также хранилища, создавае-мые способом камуфлетного взрыва или сооружаемые в толще каменной соли способом вы-щелачивания. Hаибольшее распространение для хранения нефтепродуктов получили храни-лища в отложениях каменной соли. Mинимальную глубину залегания подземных ёмкостейопределяют исходя из геолологических условий, физических свойств нефти или нефтепро-дуктов, давления насыщенных паров. Правильная и безопасная эксплуатация резервуаров ихранилищ обеспечивается специальным оборудованием, монтируемым на них, и поддержа-нием его в рабочем состоянии в соответствии c Правилами технической эксплуатации. Дляохраны окружающей среды вокруг хранилищ нефти и нефтепродуктов организуют сани-тарно-защитные зоны.

Хранение нефти и нефтепродуктов осуществляется:- на нефтебазах,- в сырьевых и товарных парках добывающих, транспортирующих и перерабатываю-

щих предприятий.Нефтебазы - это многофункциональные технологические системы с объектами раз-

личного производственно-хозяйственного назначения, предназначенные для бесперебойного

и надежного обеспечения потребителей нефтью и нефтепродуктами.На нефтебазах производится прием, хранение и отпуск нефти, нефтепродуктов, а так-

же регенерация масел, сбор и отгрузка отработанных нефтепродуктов.Все нефтебазы подразделяются:по назначению - перевалочные, перевалочно-распределительные, распределительные;по транспортным связям - трубопроводные, железнодорожные (автомобильные), вод-

ные, водно-железнодорожные.На перевалочных нефтебазах производится прием, хранение и перевалка нефти и

нефтепродуктов, поставка нефтепродуктов распределительным нефтебазам и крупным по-требителям.

Распределительные нефтебазы производят прием, хранение и отпуск нефтепродуктовпотребителям.

Основу нефтебазы составляет резервуарный парк. По суммарной вместимости резер-вуаров нефтебазы делятся на три категории:

Категория нефтебазы Общая вместимость нефтебазы, тыс.м3

I более 100

II от 20 до 100

III до 20 включительно

В Казахстане ежегодно добывается 82 млн тонн нефти, из них на внутренний рынокотправляется 14 млн тонн.

Некоторые страны создают двух, трехмесячные запасы, строят резервуары, другие ре-зервируют месторождения.

Казахстан использует второй подход - резервировать месторождения для разработки вбудущем.

Тема 7. Хранение и распределение газа.План:1. Неравномерности газопотребления и способы их покрытия.2. Цели подземного хранения газа. Типы подземных хранилищ газа.3. Подземное хранение газа в истощенных или частично выработанных газовых и га-

зоконденсатных месторождениях.4 Закачка газа.Краткое изложение каждого вопросаХранение газаРазличают наземные газохранилища – газгольдеры и подземные: хранилища, сооруженные в пористых горных породах; хранилища в полостях горных пород – шахтах, пещерах, рудниках, а также в отло-

жениях каменной соли.Газгольдер (англ. gasholder, от gas – газ и holder – держатель) – стационарное стальное

сооружение для приема, хранения и выдачи газа в распределительные газопроводы или уста-новки по его переработке и применению. Различают газгольдеры переменного и постоянногообъёма.

Расходование газа промышленными и коммунально-бытовыми потребителями являет-ся неравномерным и колеблется в течение суток, месяца и года. Газ по магистральному газо-проводу подается равномерно, исходя из среднечасового расхода, поэтому в одни периодывремени возникает его нехватка, а в другие появляется избыток газа.

Для надежного газоснабжения потребителей избыток газа аккумулируют для того,чтобы выдавать его в газовую сеть в периоды пикового газопотребления.

Для компенсации неравномерности потребления газа в течение суток используют его

аккумулирование на последнем участке магистрального газопровода. Увеличивая противо-давление в конце газопровода в периоды пониженного газопотребления, газ накапливают втрубопроводе, не прекращая его перекачки.

Для компенсации суточной неравномерности потребления газа используют газгольде-ры высокого и низкого давления. Газгольдеры - это сосуды большого объема, предназначен-ные для хранения газа под давлением.

Газгольдеры низкого давления (4000 Па) бывают мокрыми и сухими. Мокрые газголь-деры состоят из двух частей - вертикального цилиндрического резервуара, заполненного во-дой (неподвижная часть), и колокола, помещенного внутри резервуара, и представляющегособой цилиндр, открытый снизу (подвижная часть). При закачке газа давление под колоколомвозрастает, и вода частично вытесняется в кольцевое пространство между резервуаром и ко-локолом. При дальнейшем возрастании давления колокол перемещается вверх, освобождаяобъем для новых количеств газа. При опорожнении газгольдера колокол опускается. На газ-гольдерах большого объема (свыше 6000м3) подвижную часть разбивают на несколько сек-ций, которые телескопически вкладываются друт в друга.

Газгольдеры низкого давления обладают низкой аккумулирующей способностью.Газгольдеры высокого давления имеют неизменный геометрический объем, в котором

помещается большое количество газа благодаря высокому рабочему давлению. Газгольдерывысокого давления бывают цилиндрическими и сферическими. Цилиндрические газгольдерыимеют объем до 270м3 и рассчитаны на давление до 2 МПа. Толщина их стенки может дости-гать 30 мм.

Сферические газгольдеры имеют объем до 4000м3 и толщину стенки до 34 мм. Монти-руют их из отдельных лепестков, а также из верхнего и нижнего днищ, имеющих форму ша-рового сегмента. Опоры выполняют в виде цилиндрического стакана из железобетона.

С ростом объема потребления нефти и газа потребовались хранилища вместимостью вмиллионы кубических метров. Обеспечить хранение таких количеств нефти и газа могуттолько подземные хранилища, создаваемые в горных породах. Держать топливо глубоко подземлей позволяет продлить срок годности нефтепродуктов и практически свести к нулю вы-бросы в атмосферу летучих углеводородов.

Существуют два типа подземных хранилищ газа (ПХГ): в искусственных выработкахи в пористых пластах. Первый тип хранилищ в отложениях каменной соли получает все бо-лее широкое распространение. Прежде бурится скважина, в которую закачивается вода, обес-печивающая растворение соли и вынос ее на поверхность. Таким образом получается искус-ственно созданный подземный резервуар высотой до 300 м и диаметром до 100 м. ПХГ в от-ложениях каменной соли обладают рядом преимуществ: абсолютно герметичны; в любой мо-мент готовы к закачке и отбору голубого топлива. Последнее обстоятельство важно для регу-лирования газопотребления в пиковый период. К тому же впечатляет их производительность:одна скважина ПХГ в каменной соли заменяет 20 скважин ПХГ в пористых пластах.

Широко используется второй тип хранилищ: в водоносных пластах и в истощенныхнефтегазовых месторождениях.

Оптимальная глубина, на которой создаются ПХГ, составляет от 500 до 800 м. Подзем-ное хранилище заполняют газом несколько лет, закачивая в каждом сезоне больший объемгаза, чем тот. который отбирается.

Для распределения газа в населенных пунктах служат газораспределительные сети, вкоторые газ поступает через газораспределительные станции. Газопроводы систем газоснаб-жения бывают высокого давления (0,3—1,2 МПа), среднего и низкого (менее 0,005 МПа) дав-ления.

В зависимости от числа ступеней понижения давления в газопроводах системы газо-снабжения бывают одно-, двух- и трехступенчатые.

Газопроводы низкого давления используются для газоснабжения жилых домов и ком-мунально-бытовых предприятий. Газопроводы среднего и высокого давления предназначеныдля подачи газа в газопроводы низкого давления и для газоснабжения промышленных пред-

приятий.

Литература: [8, с. 99 – 144]Мультимедийное сопровождение: [1, 5 – 10].

7. Содержание практических занятий

Целью практических занятий является закрепление, углубление и расширение полу-ченных на лекциях знаний; привить студентам навыки в расчетах и проектировании, в ис-пользовании справочной литературы, учебных пособий; проконтролировать усвоение студен-тами лекционного материала. Углубление знаний и приобретение навыков достигается реше-нием примеров расчета с элементами исследования.

Тема 1. Сбор и подготовка нефти, 4 часаПлан:1. Теоретическая часть.2. Задания:1 Изучить технологическую схему и основные параметры работы установки подготов-

ки нефти, систему контроля и регулирования параметров работы. 2 Просмотреть видеофильм о системе сбора нефти.

Методические рекомендации по выполнению задания (кратко)На начальном этапе разработки нефтяных месторождений, как правило, добыча нефти

происходит из фонтанирующих скважин практически без примеси воды. Однако на каждомместорождении наступает такой период, когда из пласта вместе с нефтью поступает вода сна-чала в малых, а затем все в больших количествах. Примерно две трети всей нефти добывает-ся в обводненном состоянии. Пластовые воды, поступающие из скважин различных месторо-ждений, могут значительно отличаться по химическому и бактериологическому составу. Приизвлечении смеси нефти с пластовой водой образуется эмульсия, которую следует рассматри-вать как механическую смесь двух нерастворимых жидкостей, одна из которых распределяет-ся в объеме другой в виде капель различных размеров. Наличие воды в нефти приводит кудорожанию транспорта в связи с возрастающими объемами транспортируемой жидкости иувеличением ее вязкости.

Присутствие агрессивных водных растворов минеральных солей приводит к быстромуизносу как нефтеперекачивающего, так и нефтеперерабатывающего оборудования. Наличие внефти даже 0,1% воды приводит к интенсивному вспениванию ее в ректификационных ко-лоннах нефтеперерабатывающих заводов, что нарушает технологические режимы перера-ботки и, кроме того, загрязняет конденсационную аппаратуру.

Легкие фракции нефти (углеводородные газы от этана до пентана) являются ценнымсырьем химической промышленности, из которого получаются такие продукты, как раство-рители, жидкие моторные топлива, спирты, синтетический каучук, удобрения, искусственноеволокно и другие продукты органического синтеза, широко применяемые в промышленно-сти. Поэтому необходимо стремиться к снижению потерь легких фракций из нефти и к сохра-нению всех углеводородов, извлекаемых из нефтеносного горизонта для последующей ихпереработки.

Современные комплексные нефтехимические комбинаты выпускают как различныевысококачественные масла и топлива, так и новые виды химической продукции. Качествовырабатываемой продукции во многом зависит от качества исходного сырья, т. е. нефти. Еслив прошлом на технологические установки нефтеперерабатывающих заводов шла нефть с со-держанием минеральных солей 100—500 мг/л, то в настоящее время требуется нефть с болееглубоким обессоливанием, а зачастую перед переработкой нефти приходится полностью уда-лять из нее соли.

Наличие в нефти механических примесей (породы пласта) вызывает абразивный из-нос трубопроводов, нефтеперекачивающего оборудования, затрудняет переработку нефти,образует отложения в холодильниках, печах и теплообменниках, что приводит к уменьшениюкоэффициента теплопередачи и быстрому выходу их из строя. Механические примесиспособствуют образованию трудноразделимых эмульсий.

Присутствие минеральных солей в виде кристаллов в нефти и раствора в воде приво-дит к усиленной коррозии металла оборудования и трубопроводов, увеличивает устойчивостьэмульсии, затрудняет переработку нефти. Количество минеральных солей, растворенных вводе, отнесенное к единице ее объема, называется общей минерализацией.

При соответствующих условиях часть хлористого магния (MgCl) и хлористого каль-ция (CaCl), находящихся в пластовой воде, гидролизуется с образованием соляной кислоты.В результате разложения сернистых соединений при переработке нефти образуется сероводо-род, который в присутствии воды вызывает усиленную коррозию металла. Хлористый водо-род в растворе воды также разъедает металл. Особенно интенсивно идет коррозия при на-личии в воде сероводорода и соляной кислоты. Требования к качеству нефти в некоторыхслучаях довольно жесткие: содержание солей не более 40 мг/л при наличии воды до 0,1%.

Эти и другие причины указывают на необходимость подготовки нефти к транспорту.Собственно подготовка нефти включает: обезвоживание и обессоливание нефти и полное иличастичное ее разгазирование.

Тема 2. Сбор и подготовка газа, 4 часа. План:1. Теоретическая часть.2. Задания:1 Изучить технологическую схему и основные параметры работы установки

комплексной подготовки газа, изучить чертежи комплектующего оборудования.

Методические рекомендации по выполнению задания (кратко)Природный газ находится в земле на глубине от 1000 метров до нескольких километ-

ров. Сверхглубокой скважиной получен приток газа с глубины более 6000 метров. В недрахгаз находится в микроскопических пустотах, называемых порами. Поры соединены междусобой микроскопическими каналами - трещинами, по этим каналам газ поступает из пор свысоким давлением в поры с более низким давлением до тех пор, пока не окажется в скважи-не. Движение газа в пласте подчиняется определённым законам. Газ добывают из недр землис помощью скважин. Скважины стараются разместить равномерно по всей территории ме-сторождения. Это делается для равномерного падения пластового давления в залежи. Иначевозможны перетоки газа между областями месторождения, а так же преждевременное обвод-нение залежи.

Газ, поступающий из скважин, необходимо подготовить к транспортировке конечномупользователю - химический завод, котельная, городские газовые сети. Необходимость подго-товки газа вызвана присутствием в нём кроме целевых компонентов (целевыми для различ-ных потребителей являются разные компоненты) примесей, вызывающих затруднения притранспортировке либо применении. Так, пары воды, содержащейся в газе, при определённыхусловиях могут образовывать гидраты или, конденсируясь, скапливаться в различных местах(изгиб трубопровода, например), мешая продвижению газа; сероводород вызывает сильнуюкоррозию газового оборудования (трубы, ёмкости теплообменников и т.д.).

Газ подготавливают по различным схемам. Согласно одной из них, в непосредствен-ной близости от месторождения сооружается установка комплексной подготовки газа(УКПГ), на котором производится очистка и осушка газа.

Если газ содержит в большом количестве гелий либо сероводород, то газ обрабатыва-ют на газоперерабатывающем заводе, где выделяют гелий и серу.

Газ выходит из недр вследствие того, что в пласте находится под давлением, много-кратно превышающем атмосферное. Таким образом, движущей силой является разность дав-лений в пласте и системе сбора.

Тема 3. Магистральные нефтепроводы (МН), 4 часа. План:1 Теоретическая часть.2 Задания:1 Изучить порядок технологического расчета МН, выполнить расчет с подбором на-

сосных агрегатов. 2 Выбрать профиль трассы и произвести расстановку НПС. 3 Просмотреть видеофильм о работе нефтепровода.

Методические рекомендации по выполнению задания (кратко)

Нефтегазодобывающая отрасль по праву считается крупнейшей в Казахстане. Объемдобычи нефти предприятиями республики достиг 80,06 млн. тонн, а ее экспорт составил69,61 млн. тонн, что в денежном эквиваленте превысило 55 млрд. долларов.

Переработка нефти на отечественных НПЗ составляет 13,7 млн. тонн. В настоящеевремя ведутся работы по наладке оборудования для ее глубокой переработки.

Добыча газа также увеличилась и достигла отметки в 39 532,4 млн. кубометров.Флагманами отрасли являются крупнейшие производители нефти и газа – компании

«Тенгизшевройл», «Разведка Добыча «КазМунайГаз», «Карачаганак Петролеум Оперейтинг»,«СНПС-Актобемунайгаз», «Мангыстаумунайгаз».

Подтверждением перспектив дальнейшего роста нефтегазодобывающей отрасли РКявляется валовой приток иностранных инвестиций в добычу нефти и природного газа. Этасумма составила 6,24 млрд. долларов. Судя по прогнозам экспертов, объем инвестиций будетрасти. Так, экономисты Citi рекомендуют инвестировать в рынки нефтедобывающих стран, ив частности в казахстанскую экономику.

Маршруты транспортировкиВ связи с прогнозом увеличения добычи нефти в ближайшей перспективе большое

значение придается расширению и диверсификации транспортной инфраструктуры нефтега-зового комплекса.

Для поставки нефти в Республике Казахстан используется сеть магистральных нефте-проводов общей протяженностью 8 349,93 км.

За годы независимости было построено порядка 6 000 км трубопроводов, это: нефтепровод Каспийского трубопроводного консорциума (КТК); нефтепровод Кенкияк – Атырау; нефтепровод Атасу – Алашанькоу; нефтепровод Кенкияк – Кумколь.На текущий момент основными действующими экспортными направлениями казах-

станской нефти являются трубопровод Атырау – Самара, трубопровод КТК, трубопроводАтасу – Алашанькоу, морской порт Актау.

Нефтепровод КТК15 декабря 2010 года акционерами КТК единогласно принято окончательное решение

об инвестициях по проекту расширения КТК. В рамках принятого решения определены фи-нансово-экономические и технические параметры проекта расширения, включая вопросыпромышленной безопасности и охраны окружающей среды. Проект предусматривает увели-чение пропускной способности нефтепровода КТК с 28,2 млн. тонн в год до 67 млн. тонн вгод, в том числе казахстанской нефти до 52,5 млн. тонн в год.

1 июля 2011 года в г. Атырау состоялась церемония начала строительных работ попроекту расширения. Расширение планируется провести в три этапа, полностью завершивпроект к 2015 году.

Нефтепровод Казахстан – КитайВ 2011 году введена в эксплуатацию нефтеперекачивающая станция 11 нефтепровода

Атасу – Алашанькоу, что позволит увеличить его пропускную способность до 12 млн. т/год.Казахстанская Каспийская система транспортировкиС учетом полного расширения нефтепровода КТК к 2015 году и изменения сроков

освоения Кашаганского месторождения по фазе 2 потребность в проекте ККСТ возникает неранее 2020 года. График реализации проекта будет корректироваться по мере принятия инве-стиционного решения по фазе 2 освоения Кашагана.

Для эффективного обеспечения безопасности объектов морской инфраструктуры, ак-тивное развитие которой осуществляется сегодня нефтегазовыми компаниями на Каспийскомшельфе, включая строительство магистральных нефтепроводов по дну моря.

Тема 4. Магистральные газопроводы (МГ), 4 часа.1 Теоретическая часть.2 Задания:1 Изучить порядок технологического расчета МГ, выполнить расчет с подбором газо-

турбинных агрегатов и нагнетателей, произвести проверку расчета с помощью имеющейсякомпьютерной программы.

2 Произвести оценку загрузки вспомогательного оборудования.

Методические рекомендации по выполнению задания (кратко)Большинство газопроводов (как и нефтепроводов) расположено на западе республики.

Благодаря нескольким трубопроводам, которые, начинаясь в Туркменистане и Узбекистане,проходят через Западный Казахстан в Россию, казахстанские города Актюбинск, Уральск, Ку-станай и Рудный сегодня снабжаются узбекским газом. Эти транспортные магистрали, вчастности трубопроводы из Туркменистана, не эксплуатируются на полную мощность ипоэтому потенциально также могут быть использованы казахстанскими производителями дляэкспорта газа в Россию и Европу.

Внутренняя газопроводная система Казахстана поставляет газ только в некоторыерегионы республики. По этим трубопроводам газ из Узбекистана транспортируется в южныйКазахстан (города Шымкент, Тараз и Алматы). В то же время большая часть страны (включаягорода Усть-Каменогорск, Семипалатинск, Павлодар, Астану, Караганду и Талдыкурган) по-прежнему не имеет газопроводной инфраструктуры и вынуждена полагаться на иные источ-ники энергии.

Существующие казахстанские газопроводы нуждаются в значительном ремонте. Газо-провод «Средняя Азия – Центр» общей протяженностью 4495 км является магистральным исоединяет государства региона с Россией.

Учитывая потребность в газе северных областей и столицы, КазТрансГаз также плани-рует строительство трубопровода, который был бы соединен с системой Газпрома и обеспе-чил транспортировку газа в Петропавловск, Кокчетав, Астану и, возможно, Караганду и Те-

миртау. Безусловно, что для разработки своих газовых месторождений Казахстану необходимо

дальнейшее развитие газопроводной инфраструктуры. Поэтому газопроводы относятся кприоритетным секторам экономики Казахстана, для которых предусмотрены специальныеналоговые льготы и преференции.

Тема 5. Режимы работы МГ, 4 часа. 1 Теоретическая часть.2 Задания:1 Произвести расчет температурного режима газопровода на участке между КС, рас-

считать необходимое количество АВО.2 Произвести оптимизационный расчет числа включенных вентиляторов.

Методические рекомендации по выполнению задания (кратко)Режим работы МГ определяется параметрами на выходе из КС, обеспечиваемыми

ГПА. Необходимые параметры ГПА зависят в первую очередь от диаметра трубы, давленияперекачиваемого газа, степени повышения давления (отношение давлений на выходе и входеКС), технологической схемы компримирования. Режим работы газопровода в общем случаеявляется переменным. Это вызвано в первую очередь сезонной неравномерностью потребле-ния газа в течение года. Степень этой неравномерности зависит от доли газа, расходуемогодля выработки электроэнергии, и отопления. Кроме этого, имеет место недельная и суточнаянеравномерности газопотребления, но последняя обычно сглаживается за счет аккумулирую-щей способности трубы. Недельная неравномерность зависит от количества газа, используе-мого в обрабатывающих отраслях промышленности, предприятия которых обычно не работа-ют в выходные и праздничные дни. Другими факторами, вызывающими изменение режимаработы газопровода, являются сезонные и суточные колебания температуры перекачиваемогогаза, зависящие от атмосферных условий; возможны также колебания химического составагаза, поступающего от разных промыслов в различных соотношениях, и другие причины.Переменной является и располагаемая мощность КС при изменении атмосферных условий,особенно оборудованных газотурбинными ГПА. Изменение режима работы газопроводапроисходит и в течение длительного периода: появляются новые потребители по трассе иразвиваются или исчезают старые. Иногда возникает возможность подпитки от вновь вводи-

мых близ трассы промыслов.

Тема 6. Нефтебазы, 5 часов. 1 Теоретическая часть.2 Задания:1 Изучить генеральный план и технологическую схему перевалочной нефтебазы.2 Решить задачу по подбору насосного оборудования и сливных самотечных систем.Методические рекомендации по выполнению задания (кратко)Транспортировка и хранение бензинаПрежде чем попасть непосредственно в бак автомобиля, бензин транспортируют и

хранят в различных условиях. За время транспортирования и хранения бензины претерпева-ют различного рода изменения, вызывающие чаще всего ухудшение их качества. Причины,вызывающие изменения качества бензинов, следующие:

изменения, связанные с химическими процессами в бензине; изменения, являющиеся следствием испарения из его состава низкокипящих угле-

водородов; изменения, вызванные появлением в бензине посторонних веществ; загрязнение механическими примесями и водой; случайное смешение с остатками других нефтепродуктов в трубопроводах и емко-

стях и др.Поэтому главной задачей лиц, занимающихся хранением и транспортированием авто-

бензинов, является обеспечение сохранности количества и качества автобензинов при всехпроводимых операциях.

Для этого необходимо: тщательная подготовка емкостей, цистерн, а также складских коммуникаций к при-

ему соответствующей марки автобензина; правильно организованная система контроля качества принимаемых и отпускаемых

автобензинов; постоянное наблюдение за состоянием хранилищ и транспортных средств, а также

качества хранящегося бензина.Транспортировка и хранение бензина осуществляется в соответствии с ГОСТ 1510.При обычных, распространенных методах транспортирования и хранения потери от

испарения бензина на пути от нефтеперерабатывающего завода до бака автомобиля достига-ют 1,5—2,0%. Ущерб, наносимый этими потерями, определяется не только их стоимостью,но и загрязнением окружающей среды.

Поэтому снижение потерь бензина при хранении и транспортировке является оченьактуальной задачей.

Потери от испарения из резервуаров при хранении могут быть сокращены в результатеосуществления следующих мероприятий:

уменьшение объема газового пространства; хранение топлива под избыточным давлением; уменьшение амплитуды колебаний температур поверхности бензина и газового

пространства резервуара; улавливание паров бензина, выходящих из резервуара; окрашивание резервуаров лучеотражающими светлыми красками; рациональная эксплуатация резервуаров и других сооружений, связанных с транс-

портированием и хранением бензинов; использование для длительного хранения хранилищ в отложениях каменной соли,

шахтного типа и в мерзлых породах.При сливе-наливе автомобильных цистерн, кроме потерь от неполного слива и испаре-

ния, возможны потери от разбрызгивания и разливов. Причинами этих потерь являются раз-ливы остатков топлива из шлангов, несоблюдение правил и инструкций по эксплуатации,

переливы, а также налив «открытой струей».Для устранения потерь от разбрызгивания и разливов целесообразно применять систе-

му нижнего слива-налива. В случае отсутствия нижних сливных приборов на цистернах илиустройств нижнего слива-налива на эстакадах необходимо использовать наливные шланги,опуская их до дна цистерны.

Для борьбы с потерями от переливов применяют ограничители налива, которые авто-матически прекращают подачу бензина при достижении уровня налива до нормы, установ-ленной правилами.

Потери из-за утечек из насосов могут составлять 0,06 %, а вследствие неисправностейзапорной арматуры - примерно 0,02 % от количества перекачиваемого топлива. Радикальнымсредством борьбы с этими потерями является своевременная замена сальниковых и фланце-вых уплотнений.

Автомобильные бензины лучше всего хранить в полуподземных и подземных резер-вуарах.

При хранении бензина в наземных резервуарах температура его зависит от объема иокраски резервуара.

Наземные резервуары малой емкости, подвержены воздействию солнечных лучей,прогреваются быстрее, чем большие емкости и средняя температура бензина в них обычноболее высокая. Этим объясняются увеличенные потери от испарения и ускоренное смолооб-разование бензина. Наиболее жесткие условия хранения автомобильного бензина создаютсявтопливном баке автомобиля.

Накопленный долголетний опыт хранения нефтепродуктов позволил определитьосновные показатели качества автомобильных бензинов, которые наиболее сильно изменяют-ся при хранении и транспортировании:

давление насыщенных паров; фракционный состав; детонационная стойкость; содержание фактических смол; кислотность.Восстановление качества автобензинов на нефтебазах и складах, как правило, осуще-

ствляют методом смешения с бензином, имеющим запас качества, и добавлением различныхкомпонентов.

Этот метод не требует больших экономических затрат и может быть выполнен с помо-щью обычного складского оборудования.

Качество автомобильных бензинов восстанавливают по октановому числу, фракцион-ному составу, содержанию фактических смол и коксуемости.

Перед восстановлением качества автобензина проводят полный анализ некондици-онного бензина и бензина, имеющего запас качества, затем рассчитывают соотношение ихпри смешивании, проверяют правильность расчетов анализом приготовленного в лаборато-рии образца смеси и, наконец, готовят необходимые для смешения резервуары, средстваперекачки и другое оборудование. При смешении в резервуар сначала подают бензин сбольшей плотностью, а затем в нижнюю часть резервуара перекачивают необходимое коли-чество бензина или компонента с меньшей плотностью, что улучшает условия смешения.

После этого полученную смесь перемешивают перекачкой «на кольцо» по схеме ре-зервуар - насос - резервуар до тех пор, пока смесь не будет однородной.

Однородность смеси определяют лабораторным анализом после отстаивания в тече-ние 3 - 4 часов. Операция восстановления считается законченной, если лотность смеси внижнем, среднем и верхних слоях одинакова и результаты лабораторного анализа подтвердятсоответствие качества автобензина требованиям ГОСТ или ТУ.

Тема 7. Хранение и распределение нефти и газа, 5 часов. 1 Теоретическая часть.

2 Задания:1 Изучить оборудование ГРС и ГРП, схемы газораспределительной сети. 2 Произвести расчет системы газоснабжения населенного пункта.Методические рекомендации по выполнению задания (кратко)Расходование газа промышленными и коммунально-бытовыми потребителями являет-

ся неравномерным и колеблется в течение суток, месяца и года. Газ по магистральному газо-проводу подается равномерно, исходя из среднечасового расхода, поэтому в одни периодывремени возникает его нехватка, а в другие появляется избыток газа.

Для надежного газоснабжения потребителей избыток газа аккумулируют для того,чтобы выдавать его в газовую сеть в периоды пикового газопотребления.

Для компенсации неравномерности потребления газа в течение суток используют егоаккумулирование на последнем участке магистрального газопровода. Увеличивая противо-давление в конце газопровода в периоды пониженного газопотребления, газ накапливают втрубопроводе, не прекращая его перекачки.

Для компенсации суточной неравномерности потребления газа используют газгольде-ры высокого и низкого давления. Газгольдеры - это сосуды большого объема, предназначен-ные для хранения газа под давлением.

Газгольдеры низкого давления (4000 Па) бывают мокрыми и сухими. Мокрые газголь-деры состоят из двух частей - вертикального цилиндрического резервуара, заполненного во-дой (неподвижная часть), и колокола, помещенного внутри резервуара, и представляющегособой цилиндр, открытый снизу (подвижная часть). При закачке газа давление под колоколомвозрастает, и вода частично вытесняется в кольцевое пространство между резервуаром и ко-локолом. При дальнейшем возрастании давления колокол перемещается вверх, освобождаяобъем для новых количеств газа. При опорожнении газгольдера колокол опускается. На газ-гольдерах большого объема (свыше 6000 м3) подвижную часть разбивают на несколько сек-ций, которые телескопически вкладываются друг в друга.

Газгольдеры низкого давления обладают низкой аккумулирующей способностью.Газгольдеры высокого давления имеют неизменный геометрический объем, в котором

помещается большое количество газа благодаря высокому рабочему давлению. Газгольдерывысокого давления бывают цилиндрическими и сферическими. Цилиндрические газгольдерыимеют объем до 270 м3 и рассчитаны на давление до 2 МПа. Толщина их стенки может дости-гать 30 мм.

Сферические газгольдеры имеют объем до 4000 м3 и толщину стенки до 34 мм.Монтируют их из отдельных лепестков, а также из верхнего и нижнего днищ, имеющих фор-му шарового сегмента. Опоры выполняют в виде цилиндрического стакана из железобетона.

С ростом объема потребления нефти и газа потребовались хранилища вместимостью вмиллионы кубических метров. Обеспечить хранение таких количеств нефти и газа могуттолько подземные хранилища, создаваемые в горных породах. Держать топливо глубоко подземлей позволяет продлить срок годности нефтепродуктов и практически свести к нулю вы-бросы в атмосферу летучих углеводородов.

Существуют два типа подземных хранилищ газа (ПХГ): в искусственных выработкахи в пористых пластах. Первый тип хранилищ в отложениях каменной соли получает все бо-лее широкое распространение. Прежде бурится скважина, в которую закачивается вода, обес-печивающая растворение соли и вынос ее на поверхность. Таким образом получается искус-ственно созданный подземный резервуар высотой до 300 м и диаметром до 100 м. ПХГ в от-ложениях каменной соли обладают рядом преимуществ: абсолютно герметичны; в любой мо-мент готовы к закачке и отбору голубого топлива. Последнее обстоятельство важно для регу-лирования газопотребления в пиковый период. К тому же впечатляет их производительность:одна скважина ПХГ в каменной соли заменяет 20 скважин ПХГ в пористых пластах.

Широко используется второй тип хранилищ: в водоносных пластах и в истощенныхнефтегазовых месторождениях.

Оптимальная глубина, на которой создаются ПХГ, составляет от 500 до 800 м. Подзем-

ное хранилище заполняют газом несколько лет, закачивая в каждом сезоне больший объемгаза, чем тот, который отбирается.

Для распределения газа в населенных пунктах служат газораспределительные сети, вкоторые газ поступает через газораспределительные станции. Газопроводы систем газоснаб-жения бывают высокого давления (0,3—1,2 МПа), среднего и низкого (менее 0,005 МПа) дав-ления.

В зависимости от числа ступеней понижения давления в газопроводах системы газо-снабжения бывают одно-, двух- и трехступенчатые.

Газопроводы низкого давления используются для газоснабжения жилых домов и ком-мунально-бытовых предприятий. Газопроводы среднего и высокого давления предназначеныдля подачи газа в газопроводы низкого давления и для газоснабжения промышленных пред-приятий.

Литература: [10].

8. Задания самостоятельной работыРекомендуемая литература: [1] §2.3 стр. 22; §2.4 стр.24-26Тема 3. Сбор и подготовка газа. Изучить основные характеристики природных газов

и газоконденсатов различных месторождений (состав, теплота сгорания, вязкость, плотность,теплоемкость). Полученные данные использовать при решении задачи по теме 5.

Рекомендуемая литература: [2] §11.3 стр. 122Тема 4. Магистральные нефтепроводы (МН). С помощью географической физиче-

ской карты произвести выбор трассы МН, составить ее профиль и план, произвести расчетМН по выбранной самостоятельно производительности, расставить НПС. Результаты пред-ставить в виде пояснительной записки и одного листа графического изображения плана, про-филя и расстановки НПС.

Рекомендуемая литература: [1] §13 стр. 152; §13.1 стр.155-160.Тема 5. Магистральные газопроводы (МГ). Произвести самостоятельный расчет од-

нониточного газопровода по выбранной производительности. Результаты представить в видепояснительной записки.

Рекомендуемая литература: [5] §19 стр. 162; §20 стр.185-190.Тема 6. Режимы работы МГ. Самостоятельно проработать методику применения

компьютерной программы для расчета МГ.Рекомендуемая литература: [2] §5 стр. 120; §6-7 стр.130-138.Тема 7. Нефтебазы. Изобразить на одном листе формата А4 генеральный план пере-

валочной нефтебазы.Рекомендуемая литература: [1] §15 стр. 80; §16-17 стр.110-118

Тема 2. Сбор и подготовка нефти. (1 неделя)Задания СРС по каждой теме:1. Разработка вопросов:1) Изучение причин образования и способов разрушения эмульсий и их основные ха-

рактеристики.2. Прочитать конспект лекций, разделы в учебниках, посвященные данному вопросу.3. Написать эссе по данному вопросу (объем 1-2 страницы машинописного текста).Наиболее сложные вопросы учебной программы4. Получение у преподавателя задания, графика и контроля выполнения курсового

проекта (рекомендуемые темы курсового проекта приведены в Приложении).5. Получение у преподавателя задания на выполнение реферата по теме: Изучение

причин образования и способов разрушения эмульсий и их основные характеристики.

Тема 3. Сбор и подготовка газа. (3, 4 неделя)Задания СРС по каждой теме:1. Разработка вопросов:1) Изучить основные характеристики природных газов (состав, теплота сгорания, вяз-

кость, плотность, теплоемкость). 2) Изучить основные характеристики газоконденсатов различных месторождений (со-

став, теплота сгорания, вязкость, плотность, теплоемкость).3) Полученные данные использовать при решении задачи по теме 5.2. Прочитать конспект лекций, разделы в учебниках, посвященные данному вопросу.3. Написать эссе по данному вопросу (объем 1-2 страницы машинописного текста).

Тема 4. Магистральные нефтепроводы (МН). (5 неделя)Задания СРС по каждой теме:1. Разработка вопросов:1) С помощью географической физической карты произвести выбор трассы МН, со-

ставить ее профиль и план, 2) Произвести расчет МН по выбранной самостоятельно производительности, расста-

вить НПС.3) Результаты представить в виде пояснительной записки и одного листа графического

изображения плана, профиля и расстановки НПС.2. Прочитать конспект лекций, разделы в учебниках, посвященные данному вопросу.3. Написать эссе по данному вопросу (объем 1-2 страницы машинописного текста).Наиболее сложные вопросы учебной программы4. Контроль выполнения курсового проекта.

Тема 5. Магистральные газопроводы (МГ). (6 неделя)Задания СРС по каждой теме:1. Разработка вопросов:1) Произвести самостоятельный расчет однониточного газопровода по выбранной

производительности. Результаты представить в виде пояснительной записки.2. Прочитать конспект лекций, разделы в учебниках, посвященные данному вопросу.3. Написать эссе по данному вопросу (объем 1-2 страницы машинописного текста).

Тема 6. Режимы работы МГ. (7 неделя)

Задания СРС по каждой теме:1. Разработка вопросов:1) Самостоятельно проработать методику применения компьютерной программы для

расчета МГ.2. Прочитать конспект лекций, разделы в учебниках, посвященные данному вопросу.3. Написать эссе по данному вопросу (объем 1-2 страницы машинописного текста).

Тема 7. Тема 7. Нефтебазы. (8 неделя)Задания СРС по каждой теме:1. Разработка вопросов:1) Изобразить на одном листе формата А4 генеральный план перевалочной нефтебазы.2. Прочитать конспект лекций, разделы в учебниках, посвященные данному вопросу.3. Написать эссе по данному вопросу (объем 1-2 страницы машинописного текста).5. Контроль выполнения реферата по теме: Проблемы транспортировки и хранения

нефти и газа и пути их решения (литературный обзор).

9. График консультации СРОП (СРОП составляет 25% из СРО)

№ Виды занятия понедельник вторник среда четверг пятница суббота1. Консультирование по

вопросам лекций14.4515.35

2. Консультирование повопросам лаборатор-ных занятий

14.4515.35

3. Консультирование повопросам СРО (семе-стровая работа)

09.2012.20

4. Консультирование повопросам СРО (рефе-рат по решениюпроблем в области ли-тейного производстваи его презентация)

12.3513.25

5. Консультации по во-просам тестовых зада-ний

14.4515.35

10. Расписание проверок знаний обучающихся

Посещение лекций и практических занятий оцениваются 0–100 баллов

График выполнения и сдачи заданий по дисциплине

№ Виды ра-бот

Тема, цель и содержаниезадания

Реко-мендуе-мая ли-

тература

Про-должи-тель-ность

выпол-нения

Формаконтроля

Сроксдачи

1 2 3 4 5 6 71 Лекции Степень освоения учеб-

ных материаловСилла-бус, [1,2]

5 минут Устныйопрос и те-стированиена лекциях

1 - 8 не-деля (1раз за

рейтинг,без

преду-прежде-

ния)2 Практиче-

ское заня-тие

Сбор и подготовка неф-ти.

[10] 100 ми-нут

Выполнение 1 неделя

3 Эссе(СРОП)

Тема №1 50 ми-нут

Эссе 1 неделя

4 Практиче-ское заня-тие

Сбор и подготовка газа. [10] 100 ми-нут

Выполнение 2 неделя

5 Эссе(СРОП)

Тема №2 50 ми-нут

Эссе 2 неделя

6 Практиче- Магистральные [10] 100 ми- Выполнение 3 неделя

ское заня-тие

нефтепроводы (МН). нут

7 Эссе(СРОП)

Тема №3 50 ми-нут

Эссе 3, 4 неде-ля

8 Практиче-ское заня-тие

Магистральныегазопроводы (МГ).

[10] 100 ми-нут

Выполнение 4 неделя

9 Практиче-ское заня-тие

Режимы работы МГ. [10] 100 ми-нут

Выполнение 5 неделя

10 Эссе(СРОП)

Тема №4 50 ми-нут

Эссе 5 неделя

11 Курсовойпроект

Контроль выполнениякурсового проекта

50 ми-нут

Расчётнаячасть

5 неделя

12 Практиче-ское заня-тие

Нефтебазы. [10] 100 ми-нут

Выполнение 6 неделя

13 Эссе(СРОП)

Тема №5 50 ми-нут

Эссе 6 неделя

14 Практиче-ское заня-тие

Хранение и распределе-ние нефти и газа

[10] 100 ми-нут

Выполнение 7, 8 неде-ля

15 Эссе(СРОП)

Тема №6 50 ми-нут

Эссе 7 неделя

16 Эссе(СРОП)

Тема №7 50 ми-нут

Эссе 8 неделя

17 Курсовойпроект

Контроль выполнениякурсового проекта

50 ми-нут

Графическаячасть проек-та

8 неделя

18 Рубежныйконтроль

Темы 1 – 3 коллоквиум 8 неделя

19 Лекции Степень освоения учеб-ных материалов

Силла-бус, [1,2]

5 минут Устныйопрос и те-стированиена лекциях

9 - 15 не-деля (1раз зарейтинг,безпреду-прежде-ния)

28 Курсовойпроект

Контроль выполнениякурсового проекта

50 ми-нут

пояснитель-ная записка

12 неде-ля

33 Реферат Проблемы литейногопроизводства и пути ихрешения (литературныйобзор)

[1 – 21] 50 ми-нут

Презентация,защита

14 неде-ля

36 Курсовойпроект

Защита курсового проек-та

50 ми-нут

Защита кур-совогопроекта

15 неде-ля

37 Рубежныйконтроль

Темы 4 – 7 коллоквиум 15 неде-ля

11. Критерии оценки знаний обучающихся

Изучение дисциплины заканчивается экзаменом в комбинированной форме (тестиро-вание+устная часть), который охватывает весь пройденный материал. Обязательным услови-ем для допуска к экзамену является выполнение всех предусмотренных заданий в программе.

Каждое задание оценивается 0–100 баллов.Рейтинг допуска выводится из среднеарифметического всех выполненных заданий на

текущих занятиях (посещение лекции, домашние задания, задания по СРО, задания по прак-тике и другие, рубежный контроль).

К итоговому контролю (ИК) по дисциплине допускаются студенты, выполнившие всетребования рабочей учебной программы (выполнение и сдача всех практических работ, работи заданий по СРС), получившие положительную оценку за защиту курсового проекта и на-бравшие рейтинг допуска (не менее 50 баллов).

Уровень учебных достижений студентов определяется итоговой оценкой (И), котораяскладывается из оценок РД и ИК (экзамена, курсового проекта) с учетом их весовых долей(ВДРД и ВДИК).

И = РД*0,6 + ИК*0,4Курсовой проект защищается перед комиссией. Оценка выставляется в соответствии с

продемонстрированными знаниями и с учётом отзыва руководителя (преподавателя).Итоговая оценка по дисциплине подсчитывается только в том случае, если обучаю-

щийся имеет положительные оценки, как по рейтингу допуска, так и по итоговому контролю.Неявка на итоговый контроль по неуважительной причине приравнивается к оценке «неудовлетворительно».

Результаты экзамена и промежуточной аттестации по дисциплине доводятсядо студентов в тот же день или на следующий день, если письменныйэкзамен проводился во второй половине дня.

Для корректности подсчета итоговой оценки знания обучающегося на рубежномконтроле (рейтинге) и итоговом экзамене оцениваются в процентах от 0 до 100%.

Оценка рубежного контроля складывается из текущих оценок и оценки рубежногоконтроля.

Учебные достижения, то есть Знания, умения, навыки и компетенции студентов подисциплине оцениваются по многобалльной буквенной системе адекватной ее цифровому эк-виваленту и традиционной шкале оценок:

Оценка побуквенной системе

Цифровойэквивалент баллов

Процентноесодержание

Оценка по традиционнойсистеме

A 4,0 95–100Отлично

A– 3,67 90–94B+ 3,33 85–89

ХорошоB 3,0 80–84B– 2,67 75–79C+ 2,33 70–74

УдовлетворительноC 2,0 65–69C– 1,67 60–64D+ 1,33 55–59D 1,0 50–54F 0 0–49 Неудовлетворительно

Требования преподавателя, политика и процедурыПосещение обучающимися всех аудиторных занятий без опозданий является обяза-

тельным. В случае пропуска занятия, они отрабатываются в порядке, установленном декана-

том. Максимальное допустимое количество пропусков занятий – 2 (два). В случае более двухпропусков преподаватель имеет право в дальнейшем студента не допускать к занятиям доадминистративного решения вопроса.

Работы следует сдавать в указанные сроки. При несоблюдении сроков сдачи заданийоценка за задание снижается на 50%. Крайний срок сдачи всех заданий – за 3 дня до началаэкзаменационной сессии.

Студенты, не сдавшие все задания, не допускаются к экзамену.Повторение темы и отработка пройденных материалов по каждому учебному занятию

обязательны.Степень освоения учебных материалов проверяется устным опросом на лекциях, те-

стами или письменными работами. Устный опрос и тестирование студентов может прово-диться без предупреждения.

Каждое задание будет оцениваться по 100 бальной шкале.Освоение студентом лекционных занятий будет проводиться следующим образом.

Каждый студент будет опрошен 1 раз в каждом рейтинге во время лекционного занятия повопросам уже пройденным по данной дисциплине.

Освоение студентом практических занятий подразумевает посещение занятия, теоре-тическая подготовка по теме практического занятия, выполнение практического задания,оформление практического задания.

Освоение студентом заданий по самостоятельной работе подразумевает выполнениеперечня заданий СРС по каждой теме.

При выполнении самостоятельной работы студентов под руководством препода-вателя (СРСП) предполагаются следующее:

1) Активное восприятие студентами информации преподавателя, полученной в периодустановочных занятий по учебной дисциплине.

2) Студенты самостоятельно, на основании рекомендаций преподавателя, изучаютучебно–методические пособия, литературные источники, выполняют домашние задания, кур-совой проект. На этом этапе от студентов требуется знание методов работы, фиксация своихзатруднений, самоорганизация и самодисциплина.

3) Студент анализирует и систематизирует свои затруднительные ситуации, выявляетпричины затруднений в понимании и усвоении учебного материала, выполнении другихучебных действий. Далее студент переводит неразрешимые затруднения в систему вопросовдля преподавателя (ранжирует их, упорядочивает, оформляет), строит собственные версииответов на эти вопросы.

4) Только после выполнения пунктов 1 – 3 студент обращается к преподавателю за со-ответствующими разъяснениями, советами, консультациями.

12. Список литературы

Основная1. Ю.Д. Земенков. Эксплуатация магистральных газопроводов. – ТюмГНГУ, 2006. –

525с. 2 Ю.Д. Земенков. Хранение нефти и нефтепродуктов. – ТюмГНГУ, 2008.- 550 с.3 Ю.Д. Земенков. Транспорт и хранение нефти и газа в примерах и задачах. - ТюмГН-

ГУ, 2004. –554 с. 4 Г.В. Кононова. Оборудование транспорта и хранения нефти и газа. - Ростов н/Д.: Фе-

никс, 2006.-128с.

Дополнительная 5 Бахмат Г.В. и др. Транспорт и хранение нефти и газа: экологические проблемы и ре-

шения. – ТюмГНГУ, 2006.-189 с.6 Ю.Д. Земенков. Эксплуатация оборудования и объектов газовой промышленности:

справочник (в 2 томах).– ТюмГНГУ, 2008.-1216 с.

13. Список мультимедийного сопровождения

1) Презентации в программе Microsoft PowerPoint по каждой теме лекций.2) Фильм «Добыча нефти в Казахстане».3) Фильм «Добыча, сбор и подготовка нефти к транспортировке».4) Фильм «Экскурсия на нефтеперерабатывающий завод».5) Фильм «Нефть и газ пока незаменимы».

Приложение к силлабусуВарианты заданий по курсовому проектированию по дисциплине

«Транспортировка и хранение нефти и газа»

Спроектировать центробежный насос с параметрами: производительность – Q; давле-ние на входе – Pв; давление на нагнетании – Pн; частота вращения вала насоса – n.

Характеристика перекачиваемости жидкости: род жидкости – нефть; температура t =0-80оС; плотность при 20 оС – коэффициент кинематической вязкости при 20 оС - 20; коэффи-циент кинематической вязкости при 50 оС - 50.

Расчетные параметры насоса

ВариантПараметры

Q м3/ч

Pв кгс/см2 Pн кгс/см2 n об/мин 20

кг/м320

сСт50

сСт1. 50 1,0 3,0 1450 875 60 402. 60 1,5 4,0 1500 885 100 703. 70 1,0 2,5 1430 880 70 404. 80 1,3 3,5 1500 870 50 305. 90 1,2 5,0 1475 860 80 306. 100 1,0 4,0 1500 850 60 357. 120 1,5 3,0 1450 865 105 558. 140 1,0 5,5 1475 855 85 409. 160 1,3 4,5 1450 840 75 3010. 180 1,2 3,5 2975 830 32 1711. 200 1,1 3,0 2980 820 28 1012. 220 1,5 4,0 2900 825 57 2013. 240 1,0 3,7 2970 835 74 2114. 260 1,3 3,2 2980 845 46 1815. 280 1,1 2,7 2900 855 97 3316. 300 1,4 4,3 3000 865 78 4017. 330 1,0 5,0 2970 875 34 1018. 360 1,2 4,8 2980 860 64 3119. 390 1,5 3,3 3000 850 115 8120. 420 1,0 3,9 3000 840 83 4021. 55 1,0 3,5 3000 890 115 6822. 65 1,1 4,5 2975 870 110 7423. 75 1,2 3,0 2980 850 95 8224. 85 1,5 4,3 3000 830 80 63

25. 95 1,3 4,5 2975 810 70 5726. 105 1,0 3,3 2980 880 60 3827. 125 1,4 3,4 3000 860 50 2928. 145 1,1 4,5 2970 840 40 2229. 165 1,5 5,0 3000 820 28 1030. 185 1,3 4,3 1450 885 45 1731. 205 1,0 3,5 1500 875 55 3032. 225 1,0 4,0 1430 865 65 3333. 245 1,1 3,1 1500 855 75 3834. 265 1,1 3,6 1450 845 85 4235. 285 1,5 3,4 1500 835 90 7536. 305 1,4 3,7 1430 825 105 7837. 335 1,3 4,5 1450 873 36 1038. 365 1,2 4,2 1500 884 28 1139. 395 1,5 3,6 1430 874 38 1840. 425 1,3 2,8 1450 834 47 1941. 200 1,5 4,0 1500 865 74 3242. 100 1,3 5,0 1430 872 63 2743. 300 1,0 2,5 1450 893 58 2544. 75 1,0 3,5 3000 894 117 7345. 100 1,1 4,8 2975 876 103 8146. 50 1,2 3,0 2980 845 105 8147. 70 1,5 4,3 3000 830 80 6748. 80 1,3 4,5 2975 810 70 6149. 60 1,0 3,3 2980 880 67 4450. 225 1,4 3,4 3000 860 53 3151. 200 1,8 3,7 3000 841 71 4552. 290 3,2 5,5 1500 831 106 5153. 85 2,4 5,1 3000 826 73 2154. 110 3,0 5,5 1500 815 10 455. 170 2,5 6,0 3000 844 79 3156. 190 2,3 5,3 3000 857 104 5057. 210 3,0 5,7 3000 837 89 4458. 230 4,4 6,9 1500 841 135 7259. 350 2,3 5,7 3000 874 163 8260. 380 2,5 4,5 1500 846 88 37