- •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.
68. Дожимные насосные компрессорные станции.
ДНС осуществляют перекачку нефти по нефтесборному коллектору внутри территории нефтяного месторождения. В коллектор нефть поступает из скважин через сеть трубопроводов, составляющих нефтесборную систему. ДНС используется на месторождениях имеющих большую площадь, когда скважины значительно удалены от промысловых установок подготовки нефти и давление в них недостаточно для самотечного поступления нефти на установку подготовки. ДНС также применяют на месторождениях, где осуществляется сбор и подготовка нефти в газонасыщенном состоянии. Для обеспечении внутрипромысловому транспорту нефти благоприятных условий работы на ДНС, помимо собственно НС, предусмотрен еще ряд технологических объектов: 1 сепаратор - газожидкостная смесь разделяется на газ и жидкость при давлении =0,4-0,5 МПа, при этом от смеси отделяется лишь свободный газ, растворенный газ остается в жидкости, которая таким образом становится газонасыщенной; 2. буферная емкость, которая выполняет роль успокоителя потока перед подачей его на вход насосов НС; 3 насосы НС; 4. аппараты предварительного обезвоживания нефти, в которых происходит отделение основной части пластовой воды с последующим возвратом ее в пласт для поддержания пластового давления; 5. блоки замера количества воды. нефти, газа; 6. иные объекты функционирование которых не влияет напрямую на состояние работы ДНС. Выделившийся газ отводится из сепаратора и по г/пров. направляется в систему сбора и подготовки попутного газа. При аварии: 1. концевая сепарационная установка, где продукция скважин полностью дегазируется; 2. аварийный факел для сжигания выделившегося газа; 3 аварийная емкость куда поступает дегазированная жидкость.
В процессе разработки месторождения природных газов происходит снижение пластового давления, что в свою очередь приводит к падению давления во всей системе: пласт – скважина – промысловые газосборные сети – УПГ. В процессе эксплуатации наступает момент, когда давление газа на выходе УПГ становится недостаточным для подачи его потребителю с заданным расходом или же недостаточным для осуществления процесса НТС => начинается период компрессорной эксплуатации месторождения. В этот период существенно уменьшается разность давлений между пластовым и давлением на входе в УПГ, снижается дебет скважины, скорость движения газа в газосборных сетях. На забоях скважины появляется столб жидкости: воды или конденсата или песчаные пробки, что осложняет дальнейшую разработку месторождения, хотя количество не извлеченного газа обычно составляет 40% от предполагаемого. В этот период применяются дожимные компрессорные станции. ДКС могут размещаться в зависимости от их назначения непосредственно на УПГ обслуживающих кусты скважин или обслуживают несколько УПГ или располагаются на КСП. Эксплуатация ПДКС характеризуется непрерывно изменяющейся степенью сжатия газа, изменением расхода, увеличением числа ГПА и их компоновки, необходимостью регулирования потребляемой мощности компрессоров для снижения удельной мощности для сжатия газа.