- •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.
27. Особые режимы работы горячих н/пров.
1. Запуск горячего нефт-да. Как показывает опыт пуска горячего неф-да к (коэффициент теплопередачи)холодного т-да в несколько раз превышает к т-да после прогрева. В связи с этим прямой пуск протяженного тр-да практически невозможен. Пуск возможен после предварительного прогрева трубы. Прогрев возможен: 1. Горячей маловязкой нефтью или н|продуктом. 2. Горячей водой. Существуют 4 возможных способа прогрева: 1 прямой прогрев (при прямом прогреве маловязкий теплоноситель прокачивается от начала до конца участка н|да. Степень прогрева контролируется по температуре нефти в конце участка. Т\д считается прогретым при достижении тем-ры нефти = Ткон стенки трубы.); 2. Обратный (Теплоноситель перекачивают в направлении от конца к началу уч-ка. Обратный прогрев прим-ют в случае, когда на головных пунктах отсутствуют источники воды или маловязкой нефти, а также технологическая обвязка НС позволяет обратную перекачку. При таком прогреве Тк>Тнач стенки трубы. Но при этом возможна термическое перенапряжение в технологич. трубах НПС, в обвязке ТО, а также на линейной части. Тепловой режим пуска более благоприятен. Как при прямом , так и при обратном подогреве значителен расход теплоносителя.); 3. Челночный (Чтобы уменьшить расход теплоносителя применяют челночный прогрев или чтобы уменьшить время прогрева. При челночном прогреве сокращается объем греющей жидкости, сред температура сис-мы становится выше, труба прогревается более равномерно.); 4 Встречный (Встречный прогрев: применяют для ускорения времени прогрева. Теплоноситель закачивается одновременно с начала и конца т|да а сброс произ-ся в середине уч-ка.). 2. Безопасное время остановки г.н. Остановки т|да м.б. связаны с необходим-ю планово-предупредительных или аварийных ремонтов и с цикличностью работы т|да. Естественно при остановке происходит снижение тем-ры и ув-ие вязкости нефти в трубе осюда следует чем дольше будет стоять т|д, тем больше будет величина напора для обеспечения достаточного расхода. Время, по истечению к-го возможно возобновление перекачки нефти без осложнений наз-ся безопасным временем остановки. В случае недостатка надлежащей производительности возможны след варианты работы т|а: 1. работа с пониженным расходом (Это бывает в начальный и заключительный этапы разработки месторождений. Работа с пониженной производительностью связана с необх-ю дополнительного подогрева нефти и с работой насосов на пониженном КПД.); 2. циклическая перекачка (состоит из периодов работы т|да с Qопт и прекращение работы (Q=0). Циклическая работа связана с необходимостью строительства дополнительных рез-ов и при времени остановки> времени безопасной ост-ки замещением вязкого продукта маловязким.) 3. Вытеснение застывшей ж-ти. При остановке тр-да на время > чем время безопасной остановки запуск т|да становится невозможным. Для запуска т|да необх-мо освободить его от застывшей Ввн производится маловязкой нефтью. Давление, необх-ое для вытеснения опр-ся из условия P πD2 /4 ≥ πD lст ; Р≥ 4 lст/ D≤[ Рдоп] Р-давление развиваемое станцией ст- статическое напряжение сдвига, D,l - диаметр и длина перегона м|у станциями , Рдоп- давление к-ое может выдержать труба при дан.толщине стенки. Если Р>Рдоп - вытеснение нефти из всего уч-ка невозможно- вытеснение можно производить отд участками, длину которых можно определить li= PдD/4 ст В этом случае время замещения можно разбить на 2 периода: 1. Когда напор НПС>напора допустимого. Замещение идет при напоре в т\п Ндоп=const 2. Когда напор НПС< Нд. Полное время замещения определяется суммой 2-х времен.