- •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.
Методы борьбы с гидратообразованием.
1. Подогрев газа.
Предупреждение образования гидратов подогревом газа заключается в том, что при сохранении давления в газопроводе температура газа поддерживается выше равновесной температуры образования гидратов.
2) Снижение давления.
Предупреждение образования гидратов снижением давления заключается в том, что при сохранении температуры в газопроводе снижается давление ниже равновесного давления образования гидратов. Этот метод применяют и при ликвидации уже образовавшихся гидратов.
3) Ввод ингибиторов.
Ингибиторы, введенные в насыщенный водяными парами поток природного газа, частично поглощают водяные пары и переводят их вместе со свободной водой в раствор, который совсем не образует гидратов или образует их, но при более низких температурах. В качестве ингибиторов применяют метиловый спирт (метанол), растворы этиленгликоля (ЭГ), диэтиленгликоля (ДЭГ), триэтиленгликоля (ТЭГ), хлористого кальция, этилкарбитола (ЭК) и др.
4) Осушка газа.
В результате осушки газа точка росы паров воды должна быть снижена ниже минимальной температуры при транспортировке газа (влажность должна составлять не более 0,05—0,1 г/м3). Присутствие азота, сероводорода и углекислого газа повышает температуру гидратообразования.
5) Совокупность методов.
64.Стабилизация нефти.
Под стабилизацией нефти следует понимать извлечение легких углеводородов, которые при нормальных условиях являются газообразными, для дальнейшего их использования в нефтехимической промышленности. Степень стабилизации нефти, т. е. степень извлечения легких углеводородов, для каждого конкретного месторождения зависит от количества добываемой нефти, содержания в ней легких углеводородов, возможности реализации продуктов стабилизации, технологии сбора нефти и газа на промысле, увеличения затрат на перекачку нефти за счет повышения вязкости после стабилизации из-за глубокого извлечения легких углеводородов, влияния стабилизации на бензиновый
фактор нефти.
Существует два различных метода стабилизации нефти — сепарация и ректификация.
Сепарация—отделение от нефти легких углеводородов и сопутствующих газов одно- или многократным испарением путем снижения давления (часто с предварительным подогревом нефти).
Ректификация — отбор из нефти легких фракций при одно- или многократном нагреве и конденсации с четким разделением углеводородов до заданной глубины стабилизации.
Процесс сепарации может начинаться сразу же при движении нефти, когда из нее отбирается газ, выделившийся в результате снижения давления или повышения температуры. При резком снижении давления в сепараторе значительно увеличивается количество тяжелых углеводородов, уносимых свободным газом. При быстром прохождении нефти через сепаратор возрастает количество легких углеводородов в нефти.
Многоступенчатая система сепарации позволяет получить на первых ступенях метан, который направляется па собственные нужды или потребителям, а на последующих ступенях — жирный газ, содержащий более тяжелые углеводороды. Жирный газ отправляется на газобензиновые заводы для последующей переработки.
Для стабилизации нефти на промыслах используют в основном метод сепарации. Сосуд, в котором происходит отделение газа от нефти, называют сепаратором. В сепарационных установках происходит и частичное отделение воды от нефти. Применяемые сепараторы можно условно подразделить на следующие основные типы: по принципу действия — гравитационные, центробежные (гидроциклонные), жалюзийные, ультразвуковые и др.; по геометрической форме и положению в пространстве — сферические, цилиндрические, вертикальные, горизонтальные и наклонные; по рабочему давлению — высокого давления (более 2,5 МПа) среднего 0,6—2,5 МПа), низкого 0—0,6 МПа), вакуумные; по назначению — замерные и рабочие; по месту положения в системе сбора — I, II, концевой ступеней сепарации. В сепараторах любого типа по технологическим признакам различают четыре секции: I — основную сепарационную, в которой происходит отделение газа от нефти; II —осадительную, предназначенную для выделения пузырьков газа, увлеченных нефтью из сепарационной секции, III — секцию отбора нефти, служащую для сбора и отвода нефти из сепаратора; IV — каплеуловительную, находящуюся в верхней части аппарата и служащую для отвода газа и улавливания капельной нефти, уносимой потоком газа.
Эффективность работы аппаратов характеризуется количеством жидкости, уносимой газом, и количеством газа, оставшегося в нефти после сепарации. Чем ниже эти показатели, тем более эффективна работа аппарата