- •1. Значение транспорта нефти, нефтепродуктов и газа в энергетическом комплексе России.
- •Преимущества трубопроводного транспорта:
- •2. История и перспективы развития трубопроводного транспорта нефти, газа и нефтепродуктов.
- •3. Классификация трубопроводов.
- •4. Состав сооружений магистральных трубопроводов.
- •5. Выбор оптимальной трассы трубопровода.
- •6.Классификация нагрузок и воздействий на магистральные трубопроводы.
- •7. Расчет трубопровода на прочность, деформации и устойчивость.
- •8. Очистка, испытание трубопроводов на прочность и проверка на герметичность, приемка трубопровода.
- •9. Обеспечение устойчивости трубопроводов на подводных переходах, на болотистых и многолетнемерзлых грунтах.
- •10. Основные этапы внутритрубной диагностика трубопроводов.
- •11. Переходы трубопроводов через водные преграды и классификация их по способу строительства.
- •12. Аварии на магистральных трубопроводах и способы их ликвидации.
- •13. Современные способы ремонта газонефтепроводов.
- •14. Трубопроводы с переменной толщиной стенки.
- •15. Технологические схемы головной и промежуточной нпс.
- •16. Основное и вспомогательное оборудование нпс.
- •17. Характеристики основных и подпорных насосов нпс.
- •18. Совместная работа насосов и трубопроводной системы.
- •19. Расчёт внутриплощадочных трубопроводов.
- •20. Основное и вспомогательное оборудование кс
- •21. Технологические схемы кс.
- •22. Подбор основного и вспомогательного оборудования кс.
- •23. Расчет внутриплощадочных коммуникаций кс.
- •24. Техническое обслуживание оборудования нс и кс
- •25. Диагностика технического состояния гпа
- •26. Технологический расчет магистральных нефтепроводов.
- •27. Уравнение баланса напоров. Определение числа нефтеперекачивающих станций.
- •28. Расстановка нефтеперекачивающих станций по трассе с округлением в большую и меньшую сторону
- •29. Совмещенная характеристика q-н насосных станций и нефтепровода
- •30. Расчет режимов работы нпс и мн
- •31. Способы увеличения пропускной способности нефтепровода
- •32. Изменение подпоров перед станциями при изменении вязкости перекачиваемой нефти.
- •33. Нефтепроводы со сбросами и подкачками.
- •34. Режим работы нефтепровода при отключении насосных станций.
- •35.Способы регулирования работы насосных станций
- •36. Состав объектов магистральных газопроводов
- •37. Температурный режим мг
- •38. Технологический расчет магистрального газопровода.
- •39. Увеличение производительности магистрального газопровода.
- •40. Режим работы газопровода при отключении кс или гпа.
- •41. Эксплуатация газопроводов с учетом скопления жидкости и образования гидратов.
- •42. Эксплуатация нефтепровода при недогрузке.
- •43. Эксплуатация мн с учетом отложения воды и парафинов.
- •44. Способы повышения эффективности работы магистральных газопроводов.
- •45. Особенности технологии и преимущества последовательной перекачки нефтепродуктов.
- •46.Гидравлический расчет нефтепродуктопровода при последовательной перекачке
- •47. Основные вопросы последовательной перекачки нефтепродуктов.
- •48. Прием и реализация смеси нефтепродуктов при последовательной перекачке
- •49. Мероприятия по уменьшению количества смеси при последовательной перекачке.
- •50. Режимы работы продуктопроводов при замещении нефтепродуктов.
- •51. Оптимальное число циклов при последовательной перекачке нефтепродуктов
- •52. Способы перекачки высоковязких и высокозастывающих нефтей и нефтепродуктов.
- •53. Перекачка ввн и взн с подогревом.
- •54. Тепловой расчет «горячих» нефтепроводов
- •55. Гидравлический расчет «горячих» нефтепроводов
- •56. График q-h горячего нефтепровода.
- •57. Увеличение пропускной способности "горячего" нефтепровода.
- •58. Особые режимы работы «горячих» нефтепроводов.
- •59. Системы сбора продукции нефтяных скважин.
- •60. Системы сбора продукции газовых скважин.
- •61. Гидравлический расчёт промысловых нефтепроводов.
- •62. Дожимные насосные станции
- •63. Технологические схемы установок подготовки газа.
- •64. Сепарация нефти и сепарация природного газа
- •65. Оборудование установок подготовки нефти и газа к дальнему транспорту.
- •66. Особенности расчета нефтяных и газовых промысловых коллекторов.
- •67. Стабилизация нефти
- •68. Гидраты природных газов и методы борьбы с ними.
- •1) Подогрев газа.
- •2) Снижение давления.
- •3) Ввод ингибиторов.
- •4) Осушка газа.
- •69. Подготовка газа и конденсата к транспорту.
- •70. Одоризация газа.
- •71. Газораспределительные системы.
- •72. Технологические схемы и оборудование грс и грп.
- •73. Хранение природного газа.
- •74. Сжиженные углеводородные газы.
- •75. Хранение суг.
- •76. Технологические процессы и оборудование гнс.
- •77. Товарные нефтепродукты и основы их использования.
- •78. Насосные станции нефтебаз.
- •79. Назначение и категории нефтебаз
- •80. Железнодорожные перевозки нефтепродуктов.
- •81. Водные перевозки нефтепродуктов и нефтей.
- •82. Автомобильные перевозки нефтепродуктов.
- •83. Генплан нефтебазы (перевалочной и распределительной)
- •84. Типы и конструкции резервуаров нефтебаз.
- •85. Оборудование резервуаров нефтебаз
- •86. Технологические трубопроводы нефтебаз.
- •87. Принцип расчета нефтегазовых коллекторов.
- •88.. График остаточных напоров сливного ж/д коллектора
- •89. Эксплуатация резервуаров нефтебаз.
- •90. Потери нефти и нефтепродуктов на нефтебазах. Уменьшение потерь от «больших» и «малых» дыханий.
- •91. Способы подогрева вязких нефтепродуктов на нефтебазах.
- •92. Автозаправочные станции.
58. Особые режимы работы «горячих» нефтепроводов.
1. Запуск горячего нефтепровода.
Как показывает опыт пуска горячего нефтепровода k (коэффициент теплопередачи) холодного трубопровода в несколько раз превышает k трубопровода после прогрева. В связи с этим прямой пуск протяженного трубопровода практически невозможен. Пуск возможен после предварительного прогрева трубы. Прогрев возможен горячей маловязкой нефтью или нефтепродуктом или горячей водой.
Существуют 4 возможных способа прогрева:
1. Прямой прогрев: маловязкий теплоноситель прокачивается от начала до конца участка трубопровода. Степень прогрева контролируется по температуре нефти в конце участка. Трубопровод считается прогретым при достижении Ткон стенки трубы=температуры нефти;
2. Обратный: теплоноситель перекачивают в направлении от конца к началу участка. Обратный прогрев применяют в случае, когда на головных пунктах отсутствуют источники воды или маловязкой нефти, а также технологическая обвязка НС позволяет обратную перекачку. При таком прогреве Ткон>Тнач стенки трубы. Но при этом возможно термическое перенапряжение в технологических трубопроводах НПС, в обвязке оборудования, а также на линейной части. Тепловой режим пуска более благоприятен. Как при прямом, так и при обратном подогреве наблюдается значителен расход теплоносителя;
3. Чтобы уменьшить расход теплоносителя применяют челночный прогрев. При челночном прогреве сокращается объем греющей жидкости, средняя температура системы становится выше, труба прогревается более равномерно, но увеличивается время прогрева по сравнению с прямым способом за счет обратных перекачек;
4 Встречный прогрев применяют для ускорения времени прогрева. Теплоноситель закачивается одновременно с начала и конца нефтепровода, а сброс производится в середине участка.
2. Безопасное время остановки «горячего нефтепровода». Остановки трубопровода могут быть связаны с необходимостью планово-предупредительных или аварийных ремонтов и с цикличностью работы трубопровода. Естественно при остановке происходит снижение температуры и увеличение вязкости нефти в трубе. Отсюда следует, чем дольше будет стоять нефтепровод, тем больше будет величина напора для обеспечения достаточного расхода. Время, по истечению которого возможно возобновление перекачки нефти без осложнений называется безопасным временем остановки.
В случае недостатка надлежащей производительности возможны след варианты работы трубопровода:
1. работа с пониженным расходом. Это бывает в начальный и заключительный этапы разработки месторождений. Работа с пониженной производительностью связана с необходимостью дополнительного подогрева нефти и с работой насосов на пониженном КПД;
2. циклическая перекачка состоит из периодов работы трубопровода с Qопт и прекращение работы – цикл. Чем больше число циклов перекачки, тем меньше должна быть вместимость резервуаров для накопления нефти на головных сооружениях и конечном пункте нефтепровода, а значит, затрат на них потребуется меньше. С другой стороны, больше будут затраты, связанные с повторным пуском нефтепровода. При уменьшении числа циклов картина обратная: необходимость строительства дополнительных резервуаров и временя остановки может превысить время безопасной, следовательно, нужно вытеснить вязкий продукт.
3. Вытеснение застывшей жидкости. При остановке нефтепровода на время большее, чем время безопасной остановки запуск трубопровода становится невозможным. Для его запуска необходимо освободить его от застывшей нефти с помощью маловязкой нефти. Давление, необходимое для вытеснения определяется из условия:
PπD2/4≥πDlст; Р≥4lст/D≤[ Рдоп],
где Р – давление развиваемое станцией;
ст – статическое напряжение сдвига;
D,l – диаметр и длина перегона между станциями;
Рдоп – давление, которое может выдержать труба при данной толщине стенки.
Если Р>Рдоп – вытеснение нефти из всего участка невозможно. Вытеснение можно производить отдельными участками, длину которых можно определить:
li=PдопD/4ст
В этом случае время замещения можно разбить на 2 периода:
В течение первого периода напор нефти ограничивается максимально допустимым значением Ндоп, а расход Q по мере увеличения участка, занятого маловязким продуктом, возрастает. Наконец, Q достигает Qmax. Тогда наступает второй период. В связи с дальнейшим увеличением длины участка, занятого маловязким продуктом, полные потери напора и напор станции уменьшается, а расход немного возрастает. Полное время замещения определяется суммой 2-х времен.