
- •1 Порядок обозначения трассы мнгп на местности, на переходах через реки и озера, автомобильные и железные дороги
- •2. Серийные скребки для очистки полости нефтегазопроводов скр – 1 , скр – 2, скр – 3. Назначение, принципиальные схемы.
- •3. Минимально и максимально-допустимые значения защитных потенциалов на подземных стальных коммуникациях объектов трубопроводного транспорта нефти и газа. Опасность явлений недозащиты и перезащиты.
- •4. Схема возникновения блуждающих токов на магистральных нефтегазопроводах.
- •5. Характеристика стальных труб: ударная вязкость kcu, kcv, эквивалент углерода, процент волокна в изломе образцов двтт, временное сопротивление, предел текучести
- •7. Критерии очистки полости нгп от парафина, грунта, металла
- •8. Определение (предельного) допустимого давления в трубе с опасным дефектом геометрии. Расчет коэффициента снижения рабочего давления.
- •Ремонтные конструкции для временного ремонта
- •12. Порядок врезки вантузов на действующем нп. Применяемое оборудование
- •Вырезкадефектного участка с применением труборезных машин
- •1) Подъем и укладка сразу всеми трубоукладчиками, предусмотренными технологическим расчетом;
- •2) Подъем и укладка с переходом одного трубоукладчика.
- •24,Оценка состояния внутренней полости нефтепровода;
- •27. Определение числа нпс и их расстановка по трассе
- •28. Гидравлический расчет нефтепровода
- •30. Декларация о намерениях, обоснование инвестиций.
- •44. Система откачки утечек от торцевых уплотнений насосных агрегатов нпс.
- •46. Генеральный план нпс. Строительная разбивочная сетка нпс.
- •47. Технологическая схема нпс
- •48. Общецеховая маслосистема компрессорной станции
- •49. Системы перекачки нефти и нефтепродуктов
- •50. Установки подготовки топливного и пускового газа.
- •55. Системы очистки технологического газа
- •63. Модель магистрального нефтепровода.
- •64. Основные этапы подготовки нефти и газа до товарных качеств.
- •Товарная характеристика нефти и газа
- •Требования к качеству газа по ост 51.40–93
- •70,Характеристики смеси: плотность, скорость (барицентрическая, среднемассовая, диффузионная;
- •78. Понятие о формуле размерности, критериях и числах подобия
- •81. Точные решения уравнений движения вязкой жидкости. Законы гидравлического сопротивления трения.
- •Технологические расчёты трубопроводов
- •4.1. Гидравлический расчёт простых напорных трубопроводов
- •3. Уравнение неразрывности: в любой точке трубопровода массовый расход должен быть постоянным – частный случай выражения закона сохранения вещества:
- •Определение потерь напора на трение
- •Формулы для расчета коэффициента гидравлического сопротивления
- •Графоаналитический способ решения задач
- •84. Виды потерь напора: потери по длине и потери в местных сопротивлениях.
- •85. Простейшие модели жидких и газообразных сплошных сред: идеальная, вязкая, несжимаемая, сжимаемая , ньютоновская , упругая, с тепловым расширением, совершенного и реального газов.
- •Гидравлический расчёт простых напорных трубопроводов
- •3. Уравнение неразрывности: в любой точке трубопровода массовый расход должен быть постоянным – частный случай выражения закона сохранения вещества:
- •Определение потерь напора на трение
- •Формулы для расчета коэффициента гидравлического сопротивления
- •Графоаналитический способ решения задач
63. Модель магистрального нефтепровода.
Созданный в АК «Транснефть» информационно-вычислительный центр и наличие совершенных АСУТП предоставляют возможность использования компьютерных моделей МН, позволяющих решать задачи выбора оптимальных режимов МН и отслеживания реального состояния его элементов.
Модель МН представляет собой совместную работу двух элементов: НПС и участки.
Разработанная в учебных целях модель представляет собой МН с тремя НПС, с зафиксированными значениями их высотных отметок и длин участков. Профиль трассы принят в виде прямых линий, соединяющих высотные отметки НПС и конечного пункта. Напорные характеристики основных и подпорных насосов и эффективность работы всех участков работы заложены в память коэффициентами идентификации a и b. Вязкость и плотность нефти вводятся в программу автоматически при выборе одного из 28 вариантов. В соответствии с вариантом предусмотрено появление сброса на одном из участков по истечении определенного времени.
Приступив к работе, пользователь вводит свой вариант, диаметр МН, время работы после очистки, периоды давления на регуляторе давления всех НПС. Кроме того, учитываем ТНН и количество работающих основных и подпорных насосов на каждой НПС.
Расчет давления в нефтепроводе начинается с определения давления на выходе ГНПС. Дальше определяются потери давления и давление в различных точках с шагом х = 3х. При прохождении точки сброса lс расчет определяется при пониженной производительности Q = Q-q. В точках подключения промежуточных НПС давление повышается на величину давления, развиваемого этой станцией.
64. Основные этапы подготовки нефти и газа до товарных качеств.
Промысловая подготовка нефти и газа предполагает доведение продукции добывающих скважин до унифицированных товарных кондиций в соответствии с техническими требованиями ГОСТ Р 51858–2002 на нефть и ОСТ 51.40–93 на газ.
Товарная характеристика нефти и газа
По физико-химическим свойствам, степени промысловой подготовки нефти подразделяются на классы, типы, группы, виды.
Присвоение номера индекса "класс" осуществляют в зависимости от содержания серы в соответствии с данными таблицы 2.1. и нефть подразделяют на 4 класса.
Классы нефти
Класс |
Наименование нефти |
Содержание серы, % масс. |
Метод испытания |
1 2 3 4 |
Малосернистая Сернистая Высокосернистая Особо высокосернистая |
До 0,6 включ. От 0,6 до 1,8 включ От 1,8 до 3,5 включ Свыше 3,5 |
По ГОСТ 1437 |
Присвоение номера индекса "тип" осуществляют в зависимости от величины плотности (табл. 2.2). Нефть подразделяется на 5 типов: 0 – особо легкая; 1 – легкая; 2 – средняя; 3 – тяжелая; 4 – битуминозная.
Нормы значений плотности для типов нефти
Параметр |
Тип нефти |
Метод испытания |
|||||||||||||||
0 |
1 |
2 |
3 |
4 |
|||||||||||||
РФ |
Экс. |
РФ |
Экс. |
РФ |
Экс. |
РФ |
Экс. |
РФ |
Экс. |
|
|||||||
Плотность, (кг/м3), при тем-ре |
20 оС |
Не более 830 |
830,1–850 |
850,1–870 |
870,1–895 |
Более 895 |
ГОСТ 3900 |
||||||||||
15 оС |
Не более 834,5 |
834,6 – 854,4 |
854,5 – 874,4 |
874,5 – 899,3 |
Более 899,3 |
ГОСТ Р 51069 |
|||||||||||
Выход фракций, % об. |
200 |
– |
30 |
– |
27 |
– |
21 |
– |
– |
– |
– |
ГОСТ 2177 |
|||||
300 |
– |
52 |
– |
47 |
– |
42 |
– |
– |
– |
– |
|||||||
350 |
– |
62 |
– |
57 |
– |
53 |
– |
– |
– |
– |
|||||||
Массовая доля парафина, % масс, не более |
– |
6 |
– |
6 |
– |
6 |
– |
– |
– |
– |
ГОСТ 11851 |
||||||
Примечания: |
|
При поставке на экспорт учитывается дополнительно выход светлых фракций и массовая доля парафина согласно градаций, представленных в табл. 2.2.
По степени подготовки добываемой из недр нефти к транспорту и передаче потребителю товарная нефть подразделяется на 3 группы качества (табл. 2.3).
Технические условия ГОСТ Р 51858–2002 на группы качества подготовки товарной нефти
Показатели |
Нормы показателя для группы качества |
|||
1 |
2 |
3 |
||
Массовая доля воды, %, не более |
0,5 |
0,5 |
1,0 |
|
Концентрация хлористых солей, г/м3 (мг/дм3, мг/л), не более |
100 |
300 |
900 |
|
Массовая доля механических примесей, %, не более |
0,05 |
|||
Давление насыщенных паров при температуре 37,8 °С в бомбе Рейда, кПа (мм рт. ст.), не более |
66,7 (500 мм рт. ст.) при температуре 37,8 °С |
|||
Содержание хлорорганических соединений, млн-1, (ppm) |
Не нормируется Определение обязательно |
|||
Примечание |
Если по одному из показателей нефть относится к группе с меньшим номером, а по другому – к группе с большим номером, то нефть считают, как соответствующей группе с большим номером |
По содержанию сероводорода и легких меркаптанов товарную нефть подразделяют на три вида).
Виды товарной нефти
Показатели |
Нормы показателей для видов нефти |
|||
1 |
2 |
3 |
||
1. Массовая доля сероводорода, млн.–1(ррт), не более |
20 |
50 |
100 |
|
2. Массовая доля метил– и этил– меркаптанов (в сумме), млн.–1 (ррт), не более |
40 |
60 |
100 |
|
Примечания |
1. Нормы по показателям табл. 2.4 являются факультативными до 1.01.2004 г. Определение обязательно для набора данных. 2. Нефть с нормой "менее 20 млн.–1" по показателю 1 данной таблицы считается не содержащей сероводород. |
Обязательным элементом любой технологии добычи нефти перед поставкой ее потребителю является подготовка нефти до соответствия техническим условиям ГОСТ Р 51858–2002 по группам качества товарной нефти.
В соответствии с ГОСТ Р 51858 условное обозначение товарной нефти (индексация) состоит из четырех цифр, соответствующих значений показателей: (1) класса, (2) типа, (3) группы, (4) вида товарной нефти (табл. 2.5). При поставке нефти на экспорт к обозначению типа товарной нефти добавляется индекс "э".
Индексация товарной нефти
1. Поставка нефти потребителю в России. В товарной нефти:
содержится – 1,15, % масс серы, (класс 2); плотность нефти при 20 оС – 860 кг/м3, (тип 2);
концентрация хлористых солей в нефти – 120 мг/л; обводненность – 0,4, % масс, (группа 2);
сероводород отсутствует (вид 1).
2. Поставка нефти на экспорт. В товарной нефти:
содержится – 1,15, % масс серы, (класс 2); плотность нефти при 20 оС – 860 кг/м3;
выход фракций при температуре перегонки до 200 оС – 26, % об.;
до 300 оС – 46, % об.; до 350 оС – 55 % об.; массовая доля парафина – 4, 1% об. (тип 2э);
концентрация хлористых солей в нефти – 90 мг/л; обводненность – 0,4, % масс. (группа 1);
сероводород отсутствует, (вид 1).