- •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
- •Подводные переходы нефтепроводов
- •Надземные трубопроводы
- •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.
- •15. Технологический расчет н/пров.
- •16. 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.Особенности проектирования тр-пр при последоват-ой перекачки нефтей и нефтепродуктов.
- •20. Особенности проектирования тр-пр при последоват-ой перекачки нефтей и нефтепродуктов.
- •21.Прием и реализация смеси нефтепродуктов при последовательной перекачке нефтей и нефтепр-ов.
- •22. Мероприятия по уменьшению кол-ва смеси при последов. Перекачке:
- •23.Способы перекачки высоковязких и высокозастывающих нефтей и нефтепродуктов
- •24. Тепловой и гидравлический расчет “горячих” нефт-ов.
- •27. Особые режимы работы горячих н/пров.
- •28. Состав объектов мг.
- •29. Технологический расчет газопроводов.
- •29. Температурный режим мг.
- •30. Гидравлический расчет сложных газопроводов.
- •30. Гидравлический расчет сложных тр/пр
- •31. Увеличение произ-ти мг
- •32. Режим работы газопровода при отключении кс или гпа.
- •34. Эксплуатация газопроводов с учетом скопления жидкости и образования гидратов
- •34. Диагностика линейной части газопровода.
- •35. Транспорт охлажденного газа.
- •36. Основное и вспомогательное оборудование нпс.
- •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.
- •44.Подбор основного и вспомогательного оборудования кс
- •Установка очистки газа
- •Установка охлаждения газа
- •45. Расчет внутриплощадочных коммуникаций кс.
- •47. Диагностика гпа
- •47. Диагностика технического состояния гпа
- •48. Газораспределительные системы
- •49 Технологические схемы и оборудование грс и грп
- •50.Хранение природного газа
- •51.Сжиженные углеводородные газы
- •52. Хранение суг
- •52. Хранение суг
- •53. Технологические процессы и оборудование гнс
- •57. Автомобильные перевозки нефтепродуктов.
- •58. Резервуары нефтебаз
- •59. Эксплуатация резервуаров.
- •60. Потери нефти и нефтепродуктов.
- •63. Технологические трубопроводы нефтебаз.
- •64. Системы сбора продукции нефтяных скважин
- •65. Гидравлический расчет промысловых трубопроводов.
- •66. Сепарация нефти и сепарация природного газа.
- •67. Оборудование установок подготовки нефти.
- •68. Дожимные насосные компрессорные станции.
- •69. Расчет промысловых газосборных сетей.
- •70. Гидраты и борьба с ними.
- •71. Подготовка газа и конденсата к транспорту.
34. Диагностика линейной части газопровода.
При эксплуатации мг происходит загрязнение его внутренней поверхности частицами породы, окалиной, отслоившейся от труб, конденсатом, водой, метанолом и.т.д. Это приводит к увеличению коэффициента гидравлического сопротивления и соответственно к снижению пропускной способности газопровода. Внутреннюю поверхность газопровода от загрязнений очищают следующими способами: периодически очистными устройствами без прекращения перекачки газа; разовым использованием очистных устройств с прекращением подачи газа;; установкой конденсатосборников и дренажей в пониженных точках газопровода; повышением скоростей потоков газа в отдельных нитках системы газопроводов и последующим улавливанием жидкости в пылеуловителях КС. В качестве очистных устройств применяют очистные поршни, скребки, поршни-разделители. В зависимости от вида загрязнений применяют и определенные очистные устройства. Основное требование к ним: быть износостойкими, обладать хорошей проходимостью через запорные устройства, простыми по конструкции и дешевыми. Наиболее часто применяют очистные устройства типа ДЗК-РЭМ, ОПР-М, позволяющие одновременно очищать полость газопровода от твердых и жидких веществ. Для очистки газопроводов больших диаметров применяют поршни-разделители ДЗК-РЭМ-1200, ДЗК-РЭМ-1400, ОР-М-1200, ОПР-М-1400. Поршень монтируют с двумя, тремя, и более очистными элементами. Для движения поршня по газ-ду на нем создается определенный перепад давления, который зависит в основном от его конструкции. Создаваемый перепад р на поршне в среднем равен 0,03-0,05 Мпа. На всех проектируемых и вновь вводимых мг предусматривают устройства по очистке внутренней полости газопровода от загрязнения при помощи пропуска очистных поршней. В состав устройства входят узлы пуска и приема очистных поршней, система контроля и автоматического управления процессов очистки. Узлы пуска и приема очистных поршней изготавливают на рабочее р 7,5 Мпа и температуру рабочей Среды от -60 до 60 оС. Для контроля за прохождением очистных устройств по газопроводу в отдельных его точках стоят анализаторы прохождения поршня. Разработан комплекс Волна-1, предназначенный как для сигнализации прохождения очистных устройств по газопроводу, так и для отыскания их в случае застревания в нем.
35. Транспорт охлажденного газа.
Важный элемент газотранспортных магистралей – система охлаждения транспортируемого газа. Охлаждение газа увеличивает производительность г/пров., повышает надежность магистрали и понижает затраты на эксплуатацию г/пров. Одной из основных причин охлаждения газа на КС является повышение эффективности работы г/пров. При прокладке трубопровода в районах ММГ охлаждение газа вызывается необходимостью сохранения мерзлоты. Снижение температуры газа благоприятно сказывается на эксплуатацию линейной части г/пров. и приводит к повышению надежности его работы за счет уменьшения температурных деформаций и замедления процесса коррозии труб. При транспорте газа по трубопроводу без тепловой изоляции температура газа не должна быть менее –2;-40С во избежание промерзания грунта вокруг трубопровода. В зависимости от глубины охлаждения газа используют различные установки. При охлаждении газа до температуры =288К применяют АВО. В зимнее время АВО позволяют охладить газ до 273К, летом это возможно только при использовании холодильных установок. При охлаждении газа до температуры грунта и до умеренных =-200С считается оптимальным использование парокомпрессионных холодильных машин в сочетании с рекуперативными системами. С учетом утилизации уходящего тепла выхлопных газов возможно использование адсорбционных водоаммиачных холодильных установок. Глубокое охлаждение и сжижение газа реализуется с использованием детандерных установок и холодильных установок каскадного типа. Т.о. при охлаждении газа снижаются затраты на компримирование газа и повышаются затраты на охлаждение газа. И если есть возможность выбирать минимальные затраты.