- •2. Перспективные направления развития трубопроводного транспорта.
- •3. Состав сооружений магистральных трубопроводов.
- •4. Выбор оптимальной трассы трубопровода.
- •5. Классификация нагрузок и воздействий на магистральный трубопровод.
- •2. Временные длительные:
- •6. Расчет трубопровода на прочность, деформации и устойчивость.
- •7. Очистка, испытание трубопроводов на прочность и проверка на герметичность.
- •8) Обеспечение устойчивости трубопроводов на подводных переходах, на болотистых и многолетнемерзлых грунтах
- •1. Горячие участки (температура всегда положительная);
- •9) Основные этапы внутритрубной диагностики трубопроводов
- •10. Переходы трубопроводов через водные преграды и классификация их по способу строительства.
- •11. Современные способы ремонта газонефтепроводов
- •12. Трубопроводы с переменной толщиной стенки.
- •14. Основное и вспомогательное оборудование нпс.
- •15. Характеристики основных и подпорныхнасосов нпс.
- •16. Совместная работа насосов и трубопроводной сети.
- •17. Расчёт внутриплощадочных трубопроводов.
- •18. Основное и вспомогательное оборудование кс
- •19. Технологические схемы кс. Технологическая схема кс с центробежными нагнетателями.
- •20. Подбор основного и вспомогательного оборудования кс. Подбор основного оборудования кс.
- •Подбор оборудования очистки газа.
- •21. Расчет внутриплощадочных трубопроводов кс.
- •22. Расчет режимов работы нпс и мн.
- •23. Способы увеличения пропускной способности нефтепровода.
- •24. Изменение подпоров перед станциями при изменении вязкости перекачиваемой нефти.
- •25. Нефтепроводы со сбросами и подкачками.
- •26. Режим работы нефтепровода при отключении насосных станций.
- •27.Способы регулирования работы насосных станций мн.
- •28. Состав объектов магистрального газопровода.
- •29. Температурный режим магистрального газопровода.
- •30. Технологический расчет газопроводов.
- •31. Увеличение производительности магистрального газопровода.
- •32. Режим работы газопровода при отключении кс или гпа.
- •33. Эксплуатация газопроводов с учетом скопления жидкости и образования гидратов.
- •34. Эксплуатация нефтепроводов при снижении производительности.
- •35. Эксплуатация мн с учетом отложения воды и парафинов.
- •36. Способы повышения эффективности работы магистральных газопроводов.
- •37. Техническое обслуживание оборудования кс и нс.
- •38. Диагностика технического состояния гпа
- •39.Технологический расчет магистральных нефтепроводов.
- •40. Уравнение баланса напоров. Определение числа нефтеперекачивающих станций.
- •41.Увеличение пропускной способности горячего нефтепровода.
- •42. Особые режимы работы «горячих» нефтепроводов.
- •43. Особенности технологии и преимущества последовательной перекачки нефтепродуктов.
- •44. Гидравлический расчет нефтепродуктопровода при последовательной перекачке.
- •45. Основные вопросы последовательной перекачки нефтепродуктов.
- •46. Прием и реализация смеси нефтепродуктов при последовательной перекачке нефтей и нефтепродуктов.
- •47. Мероприятия по уменьшению количества смеси при последовательной перекачке.
- •48. Режимы работы продуктопроводов при замещении нефтепродуктов.
- •49.Оптимальное число циклов при последовательной перекачке нефтепродуктов.
- •50. Способы перекачки высоковязких и высокозастывающих нефтей и нефтепродуктов.
- •51. Перекачка высоковязких ввн и высокозастывающих взн нефтей и н-продуктов с подогревом.
- •52.Тепловой расчет горячего нефтепровода.
- •53. Гидравлический расчет горячих нефтепроводов.
- •54. Характеристика q-h горячего нефтепровода
- •55. Системы сбора продукции нефтяных скважин.
- •В настоящее время известны следующие системы промыслового сбора продукции нефтяных скважин:
- •56. Системы сбора продукции газовых скважин.
- •57. Гидравлический расчёт промысловых нефтепроводов.
- •Число Рейнольдса для смеси определяется как
- •Кинематическая вязкость двухфазного потока определяется по формуле Манна:
- •Плотность газожидкостной смеси:
- •58. Дожимные насосные станции.
- •59. Технологические схемы установок подготовки газа.
- •60. Сепарация нефти и сепарация природного газа.
- •61. Оборудование установок подготовки нефти и газа к дальнему транспорту.
- •62. Особенности расчета нефтяных и газовых промысловых коллекторов.
- •63. Гидраты природных газов и методы борьбы с ними.
- •Методы борьбы с гидратообразованием.
- •64.Стабилизация нефти.
- •65. Подготовка газа и конденсата к транспорту.
- •66.Одоризация газа
- •67. Газораспределительные системы.
- •68. Технологические схемы и оборудование грс и грп.
- •69. Хранение природного газа.
- •70. Сжиженные углеводородные газы.
- •2. Удельный объем сжиженного газа (обратная величина плотности).
- •71. Хранение суг.
- •72. Технологические процессы и оборудование гнс.
- •73. Товарные нефтепродукты и основы их использования.
- •74. Насосные станции нефтебаз.
- •75. Назначение и категории нефтебаз.
- •76. Железнодорожные перевозки нефтепродуктов.
- •80.4 Межрельсовый желоб.
- •77. Водные перевозки нефтепродуктов и нефтей.
- •78. Автомобильные перевозки нефтепродуктов.
- •79.Генплан нефтебазы (перевалочной и распределительной).
- •80. Типы и конструкции резервуаров нефтебаз.
- •81.Оборудование резервуаров нефтебаз.
- •82. Принцип расчета нефтегазовых коллекторов.
- •83. График остаточных напоров сливного ж/д коллектора
- •85. Способы подогрева вязких нефтепродуктов на нефтебазах.
- •86. Потери нефти и нефтепродуктов на нефтебазах. Уменьшение потерь от «больших» и «малых» дыханий.
- •87. Автозаправочные станции.
42. Особые режимы работы «горячих» нефтепроводов.
1. Запуск горячего нефтепровода.
Как показывает опыт пуска горячего нефтепровода k (коэффициент теплопередачи) холодного трубопровода в несколько раз превышает k трубопровода после прогрева. В связи с этим прямой пуск протяженного трубопровода практически невозможен. Пуск возможен после предварительного прогрева трубы. Прогрев возможен горячей маловязкой нефтью или нефтепродуктом или горячей водой. Существуют 4 возможных способа прогрева:
1. Прямой прогрев: маловязкий теплоноситель прокачивается от начала до конца участка трубопровода. Степень прогрева контролируется по температуре нефти в конце участка. Трубопровод считается прогретым при достижении Ткон стенки трубы=температуры нефти;
2. Обратный: теплоноситель перекачивают в направлении от конца к началу участка. Обратный прогрев применяют в случае, когда на головных пунктах отсутствуют источники воды или маловязкой нефти, а также технологическая обвязка НС позволяет обратную перекачку. При таком прогреве Ткон>Тнач стенки трубы. Но при этом возможно термическое перенапряжение в технологических трубопроводах НПС, в обвязке оборудования, а также на линейной части. Тепловой режим пуска более благоприятен. Как при прямом, так и при обратном подогреве наблюдается значителен расход теплоносителя;
3. Чтобы уменьшить расход теплоносителя применяют челночный прогрев. При челночном прогреве сокращается объем греющей жидкости, средняя температура системы становится выше, труба прогревается более равномерно, но увеличивается время прогрева по сравнению с прямым способом за счет обратных перекачек;
4 Встречный прогрев применяют для ускорения времени прогрева. Теплоноситель закачивается одновременно с начала и конца нефтепровода, а сброс производится в середине участка.
2. Безопасное время остановки «горячего нефтепровода». Остановки трубопровода могут быть связаны с необходимостью планово-предупредительных или аварийных ремонтов и с цикличностью работы трубопровода. Естественно при остановке происходит снижение температуры и увеличение вязкости нефти в трубе. Отсюда следует, чем дольше будет стоять нефтепровод, тем больше будет величина напора для обеспечения достаточного расхода. Время, по истечению которого возможно возобновление перекачки нефти без осложнений называется безопасным временем остановки.
В случае недостатка надлежащей производительности возможны след варианты работы трубопровода:
1. работа с пониженным расходом. Это бывает в начальный и заключительный этапы разработки месторождений. Работа с пониженной производительностью связана с необходимостью дополнительного подогрева нефти и с работой насосов на пониженном КПД;
2. циклическая перекачка состоит из периодов работы трубопровода с Qопт и прекращение работы – цикл. Чем больше число циклов перекачки, тем меньше должна быть вместимость резервуаров для накопления нефти на головных сооружениях и конечном пункте нефтепровода, а значит, затрат на них потребуется меньше. С другой стороны, больше будут затраты, связанные с повторным пуском нефтепровода. При уменьшении числа циклов картина обратная: необходимость строительства дополнительных резервуаров и временя остановки может превысить время безопасной, следовательно, нужно вытеснить вязкий продукт.
3. Вытеснение застывшей жидкости. При остановке нефтепровода на время большее, чем время безопасной остановки запуск трубопровода становится невозможным. Для его запуска необходимо освободить его от застывшей нефти с помощью маловязкой нефти. Давление, необходимое для вытеснения определяется из условия:
PπD2/4≥πDltст; Р≥4ltст/D≤[ Рдоп],
где Р – давление развиваемое станцией;
tст – статическое напряжение сдвига;
D,l – диаметр и длина перегона между станциями;
Рдоп – давление, которое может выдержать труба при данной толщине стенки.
Если Р>Рдоп – вытеснение нефти из всего участка невозможно. Вытеснение можно производить отдельными участками, длину которых можно определить:
li=PдопD/4tст
В этом случае время замещения можно разбить на 2 периода:
В течение первого периода напор нефти ограничивается максимально допустимым значением Ндоп, а расход Q по мере увеличения участка, занятого маловязким продуктом, возрастает. Наконец, Q достигает Qmax. Тогда наступает второй период. В связи с дальнейшим увеличением длины участка, занятого маловязким продуктом, полные потери напора и напор станции уменьшается, а расход немного возрастает. Полное время замещения определяется суммой 2-х времен.