- •Порядок проектирования мт
- •2. Выбор оптимальной трассы трубопровода
- •3. Нагрузки и воздействия на мт
- •4. Расчет на прочность, деформации и устойчивость.
- •5. Испытание и приемка
- •6. Особенности сооружения на болотах и ммг
- •Строительство на ммг
- •7. Диагностика мт
- •Диагностика линейной части газопровода.
- •8. Сооружение подводных мт
- •3. Трубопровод искривлен по профилю перехода, течение отсутствует
- •9. Генпланы станций и хранилищ
- •Компановка генплана
- •11. Аварии и их ликвидация
- •Ликвидация аварий на мн
- •Ликвидация аварий на мг
- •12. Ремонт основного оборудования станций и хранилищ
- •Ремонт оборудования станций
- •13 Выбор наивыгоднейшего способа тран-та нефтегруза.
- •14.Основные объекты и оборудование нефтепроводов.
- •15. Технологический расчет н/пров.
- •1 6. Увеличение пропускной способности нефтепровода.
- •17. Режим работы неф-да при изменении вязкости нефти, остановке нпс или насосов, сбросах и подкачках нефти.
- •18. Эксплуатация мн с учетом отложения воды и парафинов.
- •19. Эксплуатация мн при недогрузке.
- •20. Способы повышения эффективности работы н/п
- •21. Особенности проектирования тр-пр при последоват-ой перекачки нефтей и нефтепродуктов.
- •22.Прием и реализация смеси нефтепродуктов при последовательной перекачке нефтей и нефтепр-ов.
- •23. Мероприятия по уменьшению кол-ва смеси при последов. Перекачке:
- •24. Режимы работы продуктопроводов при замещении нефтепродуктов.
- •25.Способы перекачки высоковязких и высокозастывающих нефтей и нефтепродуктов
- •26. Тепловой и гидравлический расчет “горячих” нефт-ов.
- •27. Особые режимы работы горячих н/пров.
- •28. Состав объектов мг.
- •29. Технологический расчет газопроводов.
- •30. Температурный режим мг.
- •31. Гидравлический расчет сложных газопроводов.
- •32. Увеличение производительности мг.
- •33.Режим работы мг при отключении кс или гпа.
- •34. Эксплуатация газопроводов с учетом скопления жидкости и образования гидратов
- •35. Транспорт охлажденного газа.
- •36. Основное и вспомогательное оборудование нпс.
- •37. Технологические схемы нпс.
- •Технологическая схема пнпс.
- •38. Характеристики насосов нпс.
- •39. Совместная работа насосов и трубопроводной сети
- •40. Расчёт внутриплощадочных трубопроводов.
- •41. Насосные станции нефтебаз.
- •42. Основное и вспомогательное оборудование кс
- •43. Технологическая схема кс
- •44. Подбор основного и вспомогательного оборудования кс.
- •Подбор оборудования очистки газа
- •45. Расчет внутриплощадочных коммуникаций кс.
- •46. Техническое обслуживание оборудования кс и нс.
- •47. Диагностика гпа
- •48. Газораспределительные системы
- •49. Технологические схемы и оборудование грс и грп.
- •50.Хранение природного газа
- •51.Сжиженные углеводородные газы
- •52. Хранение суг
- •53. Технологические процессы и оборудование гнс
- •54. Товарные нефтепродукты и основы их использования.
- •55. Железнодорожные перевозки нефтепродуктов.
- •56. Водные перевозки н/пр.
- •58. Резервуары нефтебаз
- •59. Эксплуатация резервуаров.
- •60. Потери нефти и нефтепродуктов.
- •61 Подогрев нефтепродуктов
- •63. Технологические трубопроводы нефтебаз.
- •64. Системы сбора продукции нефтяных скважин
- •65. Системы сбора продукции газовых скважин.
- •66. Гидравлический расчёт промысловых нефтепроводов.
- •67. Сепарация нефти и сепарация природного газа.
- •68. Оборудование установок подготовки нефти.
- •69. Особенности расчета нефтяных и газовых промысловых коллекторов.
- •70. Гидраты и борьба с ними.
- •71. Подготовка газа и конденсата к транспорту.
69. Особенности расчета нефтяных и газовых промысловых коллекторов.
Особенностью гидравлического расчета промысловых трубопроводов является учет свойств среды, которая является многофазной и неоднородной.
При транспорте продукций нефтяных скважин различают две методики расчета промысловых трубопроводов:
1. предназначена для расчета трубопроводов, транспортирующих нефтяные эмульсии;
2. предназначена для расчета трубопроводов, транспортирующих газонасыщенные нефти.
При транспорте продукции газовых скважин при расчетах учитывается наличие конденсата в транспортируемой среде.
1. Расчет трубопроводов- шлейфов. Трубопроводы- шлейфы рассчитываются с учетом содержания конденсата в продукции газовых скважин
, где
Q – дебет скважины;
E – коэффициент снижения пропускной способности шлейфа в следствии наличия конденсата;
P1, P2 – абсолютное давление в начале и в конце шлейфа;
Внутренний диаметр шлейфа определяется из расчета на максимальный дебет скважины, т.о. чтобы потери Р в шлейфе были не более 0,010,1 МПа/км.
2. Расчет газосборных коллекторов
Газосборный коллектор рассматривается как однониточный трубопровод постоянного диаметра с путевыми подкачками => газопровод состоит из участков, границами которых служат пункты подкачек. Считаем, что эти участки простые трубопроводы. Расходы подкачек заранее известны => расходы на участках q1, q2, q3. Требуется определить диаметр коллектора.
70. Гидраты и борьба с ними.
Гидрат – кристаллическое вещество, образованное молекулами углеводора и воды.
Природные газы в определенных термодинамических условиях вступают в соединения с водой и образуют гидраты, которые, скапливаясь в промысловых и магистральных газопроводах, существенно увеличивают их гидравлическое сопротивление, и, следовательно, снижают их пропускную способность. Гидраты представляют собой соединения молекулярного типа, возникающие за счёт Ван-дер-Ваальсовых сил притяжения. Образующиеся при этом полости между молекулами воды полностью или частично заполняются молекулами газа. Гидраты природных газов представляют собой неустойчивые соединения, которые при повышении температуры или понижении давления разлагаются на газ и воду.
Условия гидратообразования:
Наличие термодинамических условий существования гидратов
О ценивается по равновесным кривым гидратообразования. Здесь 1<2<3. Над кривой гидраты существуют. После Бутана газы гидратов не образуют.
Газ по воде должен быть в насыщенном состоянии (капельная вода)
Оценивается по кривым влагосодержания газа в насыщенном состоянии. Здесь Р1<P2<P3. График показывает, сколько воды может содержать газ в виде паров.
З она фактического гидратообразования определяется построением следующего графика
( t) и (W) – параметры газа, определяемые по графикам 1 и 2.
Участок а-б это участок гидратообразования.
Предупреждение образования гидратов подогревом газа заключается в том, что при сохранении давления в газопроводе температура газа поддерживается выше равновесной температуры образования гидратов.
1) 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.
2) 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.
3) 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.
4) Совокупность методов.