- •График изменения р при гидроиспытании гп (рис.1)
- •5. Гидравлический способ испытания.
- •6. Пневматический способ испытания.
- •8. Правила охраны мт.
- •9. Условия образования гидратов в гп
- •10. Влажность природного газа. Точка “росы” газа по влаге.
- •14. Очистка внутренней поверхности нп.
- •15. Режимы движения газа в гп. Коэффициенты гидравлической эффективности и сопротивления.
- •16.Очистка внутренней поверхности гп.
- •17.Очистка внутренней поверхности трубопровода пропуском очистных устройств (оу).
- •18. Требования к гп для пропуска очистного устройства.
- •21. Сокращение потерь нефти при трубопроводном транспорте и хранении.
- •22. Учет природного газа. Требования к узлам учета газа.
- •23. Виды ремонтов лч гнп.
- •24. Виды капитального ремонта гнп.
- •25. Способы производства капитального ремонта гнп.
- •26. Способы производства кап. Ремонта гнп с заменой труб.
- •27.Последовательность выполнения кап. Ремонта при различных способах производства кап. Работ..
- •29.Виды работ при капитальном ремонте газонефтепроводов.
- •36. Основные характеристики и расчет трубоукладчиков.
- •42. Методы ремонта гнп без прекращения перекачки.
- •43. Ликвидация аварий и повреждений на гнп.
17.Очистка внутренней поверхности трубопровода пропуском очистных устройств (оу).
Чтобы обеспечить возможность периодической очистки внутренней полости г/п необходимо предусмотреть выполнение следующих требований которые позволяют поршню беспрепятственно пройти на всём участке от КЗ до КП.
Для движения ОУ по г/п на нём создаётся определённый перепад давления который зависит от конструкции ОУ и величины перепада давления, в среднем от 0.03 до 0.05 Мпа. Скорость движения зависит от скорости движения газа, наличие загрязнения в трубопроводе, герметичности поверхности ОУ и трубы.V= 85 – 95% от скорости газа. Для контроля за прохождением ОУ по г/п в отдельных его точках устанавливаются сигнализаторы прохождения поршня : механические, гидравлические и электрические. На случй остановки ОУ на нем устанавливают сигнализатор, представляющий собой прибор- датчик с электроволнами. Для обеспечения пропуска ОУ на маг. г/п предусматривается устройство очистки внутренней поверхности г/п, в состав которых входят узлы пуска и узлы приема ОУ и система контроля и автоматического управления процессом очистки. Узел пуска включает в себя камеру запуска ОУ, подключающуюся через запорное устройство к основной магистрали; технологическую, обвязку; систему контроля и управления процессом запуска поршня; площадку для хранениия ОУ и устройства для их запосовки в камеру пуска. Узел приема включает в себея: пункт приема с краном; технологические трубопроводы и емкости для приема конденсата. В качестве ОУ используют очистные: поршни, скребки, разделители.
Основное требование к ОУ – сохранение эффективности очистки при прохождении больших расстояний по г/п, износостойкость, обладать хорошей проходимосью через зап. арматуру, простым по устойству и дешевым.
1 – концевой затвор в камере приёма; 2 ,7 – сигнализатор; 3 – камера запуска ОУ; 4 – байпас; 5 – резервуар для откачки конденсата; 6 – насос.
18. Требования к гп для пропуска очистного устройства.
Диаметр г/п д.б. по всей длине одинаков
Запорная арматура д.б. равнопроходной
Отводы, компенсаторы д.б. с радиусом изгиба не менее 5 диаметров очищаемого г/п
В тройниках, на отводах, на перемычках если их диаметр более 30% диаметра основного г/п предусматривается установка направляющих планок для предотвращения заклинивания очистных устройств.
Внутренняя поверхность не должна иметь выступающих деталей, кроме сигнализаторов прохождения поршня, рычаг которых утопает при прохождении очистного устройства.
Перходы через естественные и искуственные препятствия должны выполнятся с учётом дополнительных нагрузок от веса поршня и любой газоконденсатной смеси.
19. Классификация потерь газа при ТП транспорте
В целом потери газа можно условно разделить на явные и неявные (скрытые).
На линейной части МГ явными потерями следует считать:
- утечки газа, выходящего через свищи, микротрещины, неплотности ЗА;
- потери при стравливании и продувки газа ремонтируемых участков ГП;
- потери при стравливании и продувки в процессе подключения отводов, перемычек и других технологических линий;
- потери при периодической очистке внутренней полости ГП;
- утечки при продувке конденсатосборников, импульсных трубок, КИПиА.
На КС явными потерями можно считать:
- потери при стравливании и продувки обвязки нагнетателей в процессе пусков и остановок ГПА;
- потери при продувке ПУ;
- потери в системе уплотнений нагнетателей ГПА;
- затраты топливного газа ГПА на КС при транспортировке газа с гидравлической эффективностью равной проектной;
- затраты пускового газа на пуске ГПА с запуском от ТД;
- затраты импульсного газа на перестановки кранов обвязки КС.
Неявные (скрытые) потери и затраты газа трудно обнаружить и замерить, а определить их можно только косвенным путем.
Неявными потерями следует считать:
- потери газа в результате фазовых превращений в ГП (образование из паров жидкой фазы и гидратов);
- затраты топливного газа на КС при снижении гидравлической эффективности линейных участков ГП от проектной величины;
- потери при эксплуатации на КС безрегенеративных ГТУ;
- потери при отклонении работы ГПА от оптимальных режимов;
- затраты топливного газа при наличии перетоков компремированного газа в обвязках нагнетательных и входных коммуникаций ГПА на КС.
20. Сокращение потерь газа при ТП транспорте
Основные причины отказов в работе МГ:
- наружная коррозия металлов - 53%;
- неудовлетворительное качество сварочных и строительно-монтажных работ - 18%;
- дефекты труб и заводского оборудования - 13%;
- внутренняя коррозия и эрозия - 6%;
- пробивка механизмами тела труб - 3%;
- нарушение правил технической эксплуатации - 2%;
- другие причины - 5%.
Вцелом потери газа можно условно разделить на явные и неявные (скрытые).
На линейной части МГ явными потерями следует считать:
- утечки газа, выходящего через свищи, микротрещины, неплотности ЗА;
- потери при стравливании и продувки газа ремонтируемых участков ГП;
- потери при стравливании и продувки в процессе подключения отводов, перемычек и других технологических линий;
- потери при периодической очистке внутренней полости ГП;
- утечки при продувке конденсатосборников, импульсных трубок, КИПиА.
На КС явными потерями можно считать:
- потери при стравливании и продувки обвязки нагнетателей в процессе пусков и остановок ГПА;
- потери при продувке ПУ;
- потери в системе уплотнений нагнетателей ГПА;
- затраты топливного газа ГПА на КС при транспортировке газа с гидравлической эффективностью равной проектной;
- затраты пускового газа на пуске ГПА с запуском от ТД;
- затраты импульсного газа на перестановки кранов обвязки КС.
Неявные (скрытые) потери и затраты газа трудно обнаружить и замерить, а определить их можно только косвенным путем.
Неявными потерями следует считать:
- потери газа в результате фазовых превращений в ГП (образование из паров жидкой фазы и гидратов);
- затраты топливного газа на КС при снижении гидравлической эффективности линейных участков ГП от проектной величины;
- потери при эксплуатации на КС безрегенеративных ГТУ;
- потери при отклонении работы ГПА от оптимальных режимов;
- затраты топливного газа при наличии перетоков компремированного газа в обвязках нагнетательных и входных коммуникаций ГПА на КС.
Основными мероприятиями, направленными на снижение потерь газа являются:
- сокращение потерь газа в атмосферу при ремонтах участков ГП благодаря совершенствованию технологий и применение устройств для утилизации газа;
- сокращение потерь газа при продувках и испытаниях вновь вводимых, неотремонтированных ГП благодаря применению высоконапорных и высокопроизводительных передвижных воздушных компрессорных установок;
- внедрение прогрессивных методов ремонта ГП - ремонт ГП без остановки перекачки газа, врезка отводов в действующий ГП под давлением;
- внедрение безогневых методов ремонта ГП;
- повышение эксплуатационной надежности ГП и их сооружений путем качественного и современного проведения ППР (планово-предупредительных ремонтов);
- исключение повреждения ГП сторонними организациями благодаря соблюдению порядка (правил) ведения работ в охранной зоне ГП.
Утилизацию газа при опорожнении участка ГП можно осуществить следующими
способами:
- перепуском газа из подлежащего ремонту с повышенным давлением через существующие или временно проложенные перемычки с более низким давлением газа;
- подключением к ремонтируемому участку потребителей газа через ГП-отвод;
- перекачкой газа из ремонтируемого участка ГП в соседний прилегающий участок данного ГП или в параллельный ГП передвижными компрессорными установками.
Схема МГПА (мобильного ГПА)
Установка состоит из ГПА, включающего в себя:
- приводной двигатель 3;
- нагнетатель 4 на входе которого установлен регулятор давления 5;
- на выходе из нагнетателя установлен холодильник газа 2 и эжектор 1, всасывающая камера которого через обратный клапан 6 соединена с входным ТП нагнетателя;
- 7 - турбодетандер;
- 8 - генератор для выработки эл. энергии;
- 13 - фланцевые соединения;
- 10 - ремонтируемый участок;
- 12 - остальной участок;
- 9,11 - линейные краны.
Газ, сжимаемый нагнетателем охлаждается в холодильнике 2 и направляется к высоконапорной камере эжектора 1. Вторая часть газа через обратный клапан 6 подается к низконапорной камере эжектора и эжектируется. Приток газа после эжектора направляется в ТП 12.Эжектор отключается автоматически после того, как давление газа в опорожняемом участке упадет ниже допустимого, определяемого коэффициентом эжекции. Постоянство параметров газа на входе в нагнетатель, обеспечивается регулирующим клапаном 5.