- •1. Приоритетные составляющие морского потенциала
- •1. Размер месторождения
- •2. Количество жидких углеводородов
- •3. Величина транзитной доли мелководья
- •4. Зоны нефтегазонакопления
- •5. Приграничные акватории
- •6. Центры морской нефтегазодобычи
- •2. Системы сбора продукции скважин
- •1. Состав и строение морских нефте- газоносных районов рф.
- •1.1. Арктический регион
- •2. Осушка газа метанолом
- •II 7 10 VIII X 9 IX VII
- •1. Международное морское право
- •12 Морских миль
- •24 Мор. Мили
- •2. Осушка газа гликолями (дэг или тэг)
- •VIII 9 12 XII XIII
- •X IX V VII VIII
- •1. Морское право рф
- •Регистр морского судоходства Министерства транспорта рф
- •2. Осушка газа глубоким охлаждением
- •IV 6 7 8 XXVI
- •1. Существующие Российские шельфовые проекты, их состояние и пре6спективы их развития газпром
- •Роснефть
- •2.Надводная подготовка нефти с большим газовым фактором и конденсата к трубопроводному транспорту и транспорту танкерами.
- •III II III XI XIII
- •1 11 12 VIII
- •XVII XX XIX XVIII IX
- •1. Особенности геологии акваторий мирового океана. Инженерная океанология. Морская вода. Ветер. Морские течения. Волны. Морской лёд.
- •Геоморфологическая схема океанского дна (бенталь)
- •2. Инженерная океанология
- •2. Надводная подготовка нефти с небольшим газовым фактором
- •1. Классификация, устройство, способы прокладки подводных трубопроводов (выбор трассы морских трубопроводов. Выбор конструкции морских трубопроводов. Устройство райзеров).
- •2.Надводная подготовка нефти с большим газовым фактором и конденсата к трубопроводному транспорту и транспорту танкерами.
- •1. Классификация, устройство, способы прокладки подводных т/пр (способы укладки т/пр протаскиванием по дну, погружением с пов-сти моря, с трубоукл. Судна, способы пересечения с береговых линий)
- •2)Береговые сооружения.
- •Основные сведения о наиболее крупных береговых терминалах
- •1. Классификация, устройство, способы прокладки подводных т/пр (способы балансировки и изоляции подводных т/пр. Методы и оборудование для заглубления подводных т/пр. Засыпка морских трубопроводов)
- •2. Подготовка пластовых (сточных) вод для целей ппд
- •Содержание растворённых компонентов нефти в пластовых водах
- •Содержание тяжелых металлов в сточных водах
- •Отстаивание
- •Флотация
- •Применение циклонов
- •Центрофугирование
- •Фильтрование
- •Электрохимические методы
- •Озонирование
- •Перегонка, мембранные технологии
- •С X хема установки подготовки сточных вод для сброса в море
- •3. Технологический расчет трубчатых печей (передача тепла с помощью конвекции).
- •1. Подводная подготовка нефти, газа и воды
- •2. Незамерзающие акватории
- •Наливные устройства причального типа
- •3. Классификация и конструкция трубчатых печей. Типоразмеры трубчатых печей. Путевые подогреватели. Тепловой расчет печей. Кпд печи
- •2. Незамерзающие акватории (alc)
- •3. Расчет теплоты сгорания топлива в трубчатых печах.
- •3. Технологический расчет радиантной секции трубчатой печи. Радиантная секция
- •2. Незамерзающие акватории
- •3. Технологический расчет конвекционной секции трубчатой печи
- •2. Незамерзающие акватории(Беспричальное устройство smart).
- •2. Замерзающие акватории
- •2. Билет 18
3. Технологический расчет трубчатых печей (передача тепла с помощью конвекции).
Процесс теплопередачи в конвекционной секции (камере) складывается из передачи тепла от газового потока к трубам конвекцией и радиацией. Основное влияние на передачу тепла имеет конвекционный теплообмен. Трубы в конвекционной камере принято располагать в шахматном порядке, так как в этом случае коэффициент теплопередачи при прочих равных условиях наибольший.
Самая трудоемкая часть расчета поверхности конвекционных труб — определение коэффициента теплопередачи. Коэффициент теплопередачи К в камере конвекции представляет собой сумму коэффициента теплоотдачи конвекцией йк и коэффициента теплоотдачи радиацией aр. Численное значение ак==11,6—29 Вт/м2, aр ==6,9—21 Вт/м2.
БИЛЕТ №11
1. Подводная подготовка нефти, газа и воды
На сегодняшний день подводная подготовка продукции скважин сводится исключительно к подводной сепарации, да и то, в основном, только для газлифтного способа эксплуатации скважин.
Для маргинальных и глубоководных месторождений, а также для замерзающих акваторий – это самый целесообразный путь.
Различают два варианта подводной сепарации:
все технологические аппараты располагают в одном герметичном комплексе с нормальным давлением и температурой (так называемый сухой вариант);
все технологические аппараты объединяют в один комплекс и располагают прямо на дне (так называемый мокрый вариант) с повышенным давлением и пониженной температурой, характерными для окружающей морской среды. Комплекс снабжают дистанционным управлением с берега или платформы. Комплекс состоит из легко съёмных модулей, легко поднимаемых на поверхность. Мелкий ремонт осуществляют либо с помощью водолазов, либо с помощью дистанционно управляемых манипуляторов.
Первый вариант характерен для Российской Федерации.
Второй – для Западного Мира.
Но в любом случае – это только единичные опытные проекты.
Пример № 1:
1989 г, месторождение Артджилл (Северное море), фирма «Квернер эйч энд Джи».
На дне вблизи скважины (или группы скважин) устанавливают сепаратор и раздельно транспортируют газ и жидкость на берег или на платформу. Если расстояние не превышает 25 км., то насос устанавливается только на жидкостной линии. Если расстояние достигает 100 км., то на газовой линии устанавливается компрессор. Подвод энергии осуществляется с берега или платформы.
Всё оборудование собирается в модуль с габаритными размерами 12 х 16 м и массой до 200 т. Модуль закрепляется на дне 4 скважинами по углам и имеет 3 насоса – 2 рабочих и 1 – резервный. Модуль рассчитан на 6 скважин и имеет на выходе две трубы одного диаметра. Трубы рассчитаны на пропуск очистного устройства, с его возвратом по другой трубе.
Пример № 2:
Проект «Закум» – реализован в Северном море в начале 70-х годов. На глубине 25 метров устанавливается трёхфазный сепаратор. Выделившийся газ через отдельный факельный сепаратор направляется на платформу, где и сжигается на факеле. Нефть и вода объединяются и по одной трубе длиной 4 км направляются на лёгкое основание, откуда насосом по трубе в 80 км направляются на берег.
Пример № 3:
Проект «PRIME», фирма АТЕ.
На дне устанавливаются три модуля:
- первичный;
вторичный;
- модуль главного коллектора.
В первичный модуль входят элементы, требующие ремонта (клапаны, штуцера, сепаратор, КИП, насосы, Э/Д, трансформаторы и тд.). Любой элемент данного модуля можно обслужить дистанционно управляемыми подводными аппаратами. Любой элемент данного модуля (или весь модуль) можно поднять без водолазов и направляющих канатов.
Во вторичный модуль (обычно неподъёмный) входят пассивные элементы – обвязочные трубопроводы. Вторичный модуль служит рамой для установки первичного модуля.
Модуль главного коллектора собирает продукцию скважин из многочисленных первичных и вторичных модулей и направляет её или на платформу, или на берег.
Пример № 4:
Проект «DAMPS» фирма Agipp.
- устанавливает на дне турбосепаратор, использующий энергию нефтяного газа;
использует бескабельную передачу информации на поверхность и команд на дно (система SWACS) с помощью акустических сигналов, передающихся по специальной трубе;
обслуживает до 15 скважин.
БИЛЕТ №12