Рисунок 2.6. Распределение температуры по длине газопровода

Таким образом, изменение температуры по длине промыслового газопровода нелинейно, что может быть обусловлено влиянием температуры окружающей среды.

Система обустройства газового промысла может быть различна, поэтому стоит допускать различные способы прокладки газосборных сетей, в частности применимы подземные и надземные способы. При надземном способе прокладки, очевидно, то, что влияние на температуру транспортируемого газа оказывает температура окружающего воздуха. Когда при подземной прокладке газосборных сетей основное влияние на температуру газа оказывает температура грунта.

В книгах Ю.П. Коротаева [20,25] приведены основные, по его мнению, факторы, влияющие на температуру газа в газопроводе, такими являются условия эксплуатации, в первую очередь это параметры скважины, её диаметр, конструкция, наличие штуцирования и дебит газа. Помимо условий эксплуатации влияние на температуру газа определяют температуру окружающего воздуха, которая, как описывает автор, склонна к большим перепадам.

Общее влияние температуры окружающего воздуха может быть описано влиянием на температуру верхних (поверхностных) слоёв почвы до определенного слоя l_c с постоянной суточной температурой. Определенный слой может быть определен в пределах глубины, не превышающей 1-2 м. После поверхностного слоя расположен слой с постоянной годовой температурой l_н, который может быть обозначен, как нейтральный слой. Ю.П. Коротаевым предлагается при помощи эмпирической формулы приближенно определить глубину нейтрального слоя. [20]

l_н = 19,1·l_c

Также температура нейтрального слоя может быть принята среднегодовой температуре земной поверхности в соответствующем районе.

Как показывает практика, большинство разрабатываемых газовых месторождений в России за последние годы (Харбейское, Русское, Новопортовское, Дороговское, Уренгойское и другие) расположены в районах Крайнего Севера, поэтому целесообразно рассмотреть условия характеристики возможного влияния вечной мерзлоты на температуру газа.

Структура мерзлоты в районах Крайнего Севера может быть разделена на несколько основных слоёв:

1. Первым слоем является поверхностный слой мерзлоты, который имеет свойство сезонности и чаще всего называется слой сезонного промерзания/оттаивания. Сезонность данного слоя зависит от наступления плюсовых температур летом, когда происходит оттаивание и от наступления низких температур, когда происходит промерзание грунта. За счёт промерзания и оттаивания грунта происходят сезонные пучения и осадки грунта, что говорит о его нестабильности. Мощность данного слоя может достигать пяти метров.

Стоит отметить то, что заложение подземных газопроводов на таких грунтах производят на глубину превышающую мощность слоев сезонного оттаивания.

2. Данный слой можно назвать переходным от слоя сезонного оттаивания и промерзания до толщи вечной мерзлоты. Мощность данного слоя может достигать до 30 метров. Основным отличием от слоя сезонного оттаивания и промерзания является его стабильное состояние в замороженном состоянии. Температура данного слоя может быть охарактеризована как сезонно изменчивая температура в верхних границах слоя от минусовых температур до 0 ^оС, когда нижняя граница слоя колеблется в диапазоне температур минимум минус 4-5 ^оС.

Характерной особенностью данного слоя является наибольшая льдистость.

3. Третий слой называется многолетнемерзлым или вечной мерзлотой. Данный слой наиболее устойчив и не имеет влияния от сезонных колебаний температур окружающего воздуха. Верхние слои имеют в среднем температуры в диапазоне минус 4-5 ^оС. Также существуют другие разновидности многолетнемерзлых пород, расположенных в более южных районах. Главным критерием в анализе влияния температуры окружающего воздуха на температуру газа является то, что температурный режим Крайнего Севера складывается таким образом, что промысловые газопроводы прокладываются в вечномерзлых грунтах, где средняя температура грунта находится в диапазоне температур от минус 2 ^оС до минус 5 ^оС.

Рассмотрим формулу, по которой возможно определение приблизительной температуры газа на заданном участке газопровода.

t = t₀ + (t_н + t₀)·e^-ax - ( I · (1 - e^-ax))/a,



где t - искомая температура газа на расстоянии X от точки замера начальной температуры газа t_н, ^оС;

t₀ - температура грунта на уровне газопровода (определяется экспериментальным методом, либо принимается на основании руководства климатологическими справочниками), ^оС;

I - средний коэффициент Джоуля-Томсона, отнесенный к единице длины.

При определении температуры газа, очевидно, может быть выделена зависимость между температурой газа и температурой грунта, когда как эта зависимость может быть скорректирована наличием теплоизоляционного слоя на промысловом газопроводе.

Не учитывая возможный теплоизоляционный слой на промысловом газопроводе, может быть описана зависимость «температура окружающего воздуха - температура грунта - температура газа в газопроводе». Данная зависимость может быть описана по формуле описанной выше.

Где зависимость может быть отражена через коэффициент a, который определяется по следующей формуле.

a = K·р·D/G·C_p,

где K - коэффициент теплопередачи от потока газа к грунту, ккал/ч·м²·град;

D - внешний диаметр газопровода, м;

G - весовой расход газа, кг/ч;

C_p - теплоемкость газа, ккал/кг·град.

Где коэффициент теплопередачи от потока газа к грунту определяется по основам теплопередачи, где основополагающей в данном случае служит следующая формула.



Где d₁ - внутренний диаметр трубопровода, м;

d₂ - наружный диаметр трубопровода с учетом теплоизоляции, м;

a₁ - коэффициент теплоотдачи от газа к стенке, ккал/ч·м²·град;

a₂ - коэффициент теплоотдачи от наружной стенки газопровода к грунту, ккал/ч·м²·град;

d_ср - средний диаметр стальной стенки газопровода, м;

д - толщина стенки газопровода, толщина теплоизоляции, м;

л - теплопроводность, ккал/ч·м·град.

Таким образом, влияние температуры окружающего воздуха отражается на температуре грунта, в котором находится промысловый газопровод. Влияние температуры грунта напрямую влияет на температуру стенки газопровода. В случае наличия теплоизоляционного покрытия у промыслового газопровода влияние температуры грунта ухудшается на коэффициент теплопроводности теплоизоляционного покрытия, но, не смотря на это, влияние в любом случае присутствует, так как теплоизоляционное покрытие не способно полностью изолировать влияние температуры грунта на температуру стенки газопровода, другими словами на температуру газа. Влияние температуры окружающего воздуха отражается на изменении температуры газа по экспоненте.

2.3.3 Зависимость взаимодействия элементов изучаемой системы. Этап 3. Конструктивные параметры

Конструктивные параметры технологических решений при обустройстве газового промысла, безусловно, имеют влияние на условия образование гидратов в промысловом газопроводе.

Система обустройства газового промысла может быть охарактеризована через основные параметры системы: давление газосборных трубопроводов, температура, компонентный состав газа, дебитом скважин. Влияние этих параметров определяет зависимости определяющие изменение параметров газа при его транспортировке на протяжении всей разработки месторождения. При обустройстве газового промысла их эксплуатация осложняется исключительно наличием условий гидратообразования [13,14].

Образование гидратов напрямую зависит от режима эксплуатации скважин, поэтому режим эксплуатации скважин является неким рычагом воздействия на условия гидратообразования на протяжении всей протяженности промысловых газопроводов, регулируя режимы эксплуатации скважин можно изменять параметры газового потока поступающего в шлейф промыслового газопровода. Конструктивные параметры системы обустройства газового промысла также способны в некоторых случаях обеспечить безгидратный режим эксплуатации промыслового газопровода, но в районах Крайнего Севера некоторые конструктивные решения способны лишь отодвинуть точку возникновения благоприятных условий для гидратообразования. Такие конструктивные решения называются методами предупреждения гидратообразования без использования антигидратных реагентов. Основными направлениями методов предупреждения гидратообразования без использования антигидратных реагентов являются:

- поддержание термобарических режимов эксплуатации для обеспечения безгидратных условий;

- использование методов, направленных на предупреждение отложения гидратов, с возможным их образованием.

Конструктивные решения, связанные с методами предупреждения гидратообразования без применения антигидратных реагентов, могут быть подразделены на пассивные и активные методы. Основным пассивным методом может быть выделено применение теплоизоляционного покрытия, когда к активным методам может быть отнесено применение подогрева газа.

Применение теплоизоляции промысловых газопроводов на примере Ямбургского месторождения оказалось эффективным техническим решением, даже с учетом того, что это не позволило обеспечить безгидратный режим эксплуатации промыслового газопровода, но удалось уменьшить расход метанола. В системах промыслового газосбора как уже ранее отмечалось происходит охлаждение газа на протяжении всей длины газового коллектора, что может быть обусловлено возникновением процесса гидратообразования не только на северных, но и на южных месторождениях.

В данном случае следует уделить внимание температуре газа. В данном случае температура газа может зависеть не только от влияния температуры окружающего воздуха, но и от общей длины общего коллектора или шлейфов, способа их прокладки и теплоизоляции.

Основными конструктивными решениями, выступающими в роли регуляторов термобарических режимов, как уже было ранее отмечено, являются теплоизоляция трубопровода и его подогрев. При применении теплоизоляции возможно достигнуть существенной экономии ингибитора.

При рассмотрении методов подогрева трубопровода можно выделить попутный электроподогрев, который является существенным преимуществом для поддержания заданного термобарического режима эксплуатации газового промысла. С точки зрения экономической части электроподогрев трубопроводов в Крайнем Севере почти не практикуется.

Рассмотрим теплоизоляцию, как конструктивный параметр воздействия на возникновение процесса гидратообразования. В первую очередь, необходимо понять какими свойствами обладает теплоизоляционное покрытие, какие оно имеет недостатки и преимущества.

Примером применения теплоизоляционного покрытия для труб может выступать одна из популярных компаний, производящих теплоизоляцию для трубопроводов из экструзионного пенополистирола, технические характеристики данного теплоизоляционного покрытия представлены в таблице 2.2.



Таблица 2.2 - Технические характеристики теплоизоляционного покрытия на основе экструзионного пенополистирола

Наименование параметра	Значение для различных марок теплоизоляционного покрытия
	35	45
Средняя плотность, кг/м3	От 33 до 38	Св. 38 до 45
Прочность на сжатие при 10% деформации, МПа, не менее	0,25	0,5
Водопоглощение за 24 часа, % по объему, не более	0,2	0,2
Теплопроводность при (25+5) °С, Вт/(м?°С), не более	0,028	0,03
Коэффициент паропроницаемости, мг/(м?ч?Па)	0,018	0,015
Температура применения, °С	от -60 до 75
Группа горючести	Г1	Г4
Группа воспламеняемости	В2	В3
Группа дымообразующей способности	Д3	Д3
Группа распространения пламени	РП1	РП4

Основным интересующим параметром теплоизоляционного покрытия трубопровода является его теплопроводность, равная 0,028 Вт/(м?°С).

В сравнение можно сказать то, что теплопроводность стали приблизительно равна 47 Вт/(м?°С), что в ~1678 раз больше. Таким образом, по формуле определения теплопередачи возможно определение разницы влияния температуры грунта на температуру газа с теплоизоляцией и без неё.

При всех прочих равных условиях применение теплоизоляционного покрытия толщиной в 100 мм определяет коэффициент теплопередачи, имеющий значение в ~168 раз меньше при условии не применения теплоизоляционного покрытия на подземном промысловом газопроводе.

Также стоит отметить то, что в совокупности применение подземного способа прокладки и теплоизоляционного покрытия трубопровода обуславливают более стабильные термобарические параметры газа. На газовых скважинах в устьевой фонтанной арматуре частым явлением является применение штуцеров. Работу газовых скважин возможно регулировать противодавлением на забой скважины путём поддержания требуемого давления на устье скважины, что обусловлено применением штуцера. Штуцера подразделяются на две основные конструкции: регулируемые и нерегулируемые. Применение штуцеров на устьевой фонтанной арматуре также может быть обусловлено экономическим фактором, при снижении давления после штуцера на выкидной линии давление газового потока уменьшается в зависимости от настройки штуцера и позволяет проектировать газосборные сети на меньшее расчётное давление.

На рисунке 2.7 представлен регулируемый устьевой штуцер.

Рисунок 2.7. Устьевой регулируемый штуцер

1 - корпус насадки; 2 - шпиндель; 3 - втулка; 4 - сменная насадка



Данное конструктивное решение способно обеспечить контролируемый режим эксплуатации скважины и газосборных сетей.

Стоит отметить то, что наиболее часто гидраты выпадают в проходных сечениях штуцеров и выкидных линиях, расположенных за штуцерами, что вызвано резким понижением температуры в связи с редуцированием газа. Не смотря на это, существует метод борьбы с образованием гидратов многоступенчатым изменением давления при помощи штуцеров. Данный способ применим для высокодебитных скважин, эксплуатирующийся при высоких давлениях, где возникает процесс гидратообразования в связи с редуцированием газа в штуцерах.

В данных условиях при близком расположении штуцеров этот метод не имеет никакой эффективности, так как суммарное понижение температуры в этом случае незначительно отличается от понижения температуры при установке одного штуцера.

Данный метод считается эффективным при условии, если штуцеры расположены на значительном расстоянии один от другого, и в районах, где температура внешней среды значительно превышает температуру редуцирования. Условие температуры внешней среды превышающей значение температуры редуцирование вызывает повышение температуры газа, проходящего через штуцер, и предотвращает образование гидратов при редуцировании в последующих штуцерах. [34]

В условиях Крайнего Севера данный метод неприменим ввиду низких температур, что обусловлено невыполнением условия предотвращения образования гидратов, именно поэтому перед участком устьевого штуцера применяют ввод метанола.

Метод многоступенчатого изменения давления при помощи штуцеров применяют также в варианте, где на участках между штуцерами устанавливается влагоотбойник, и влага, которая была выделена из газа при прохождении через первый штуцер, оседает во влагоотбойнике. Таким образом, возможность возникновения гидратообразования снижается при прохождении газового потока через последующие штуцера, в некоторых случаях возникновение гидратообразования может быть и вовсе устранено.

2.4 Анализ применения метода предупреждения гидратообразования с использованием ингибитора

Для борьбы с гидратообразованием в системе газового промысла разработано множество методов, в числе которых методы, использующие химические реагенты, другими словами антигидраты или ингибиторы газовых гидратов.

Для изучения влияния и определения зависимостей на предупреждение гидратообразования необходимо для начала правильно определить терминологию ингибиторов газовых гидратов. Ингибиторы гидратообразования это вещества способные изменить термобарические условия процесса образования гидратов, либо способные изменить динамику образования гидратов в газовом потоке.

Наиболее широко распространенным антигидратным реагентом, используемым как для предупреждения гидратообразования, так и для ликвидации возникающих по каким-либо причинам гидратных отложений, является метиловый спирт (метанол). В настоящий момент практически на всех газовых месторождениях Крайнего Севера применяется метанол.

В главе 1 кратко рассмотрены основные причины применения метанола в роли средства для предупреждения гидратообразования.

В книге Е.Б. Бухгалтера приведена таблица температур затвердевания раствора «метанол - вода» (CH₃OH - H₂O).

Таблица 2.3. Температура затвердевания раствора «метанол - вода»

Содержание метанола, %	Температура затвердевания, оС
	ликвидус	солидус
10	-7,5	-8,0
20	-18,5	-20,3
30	-31,0	-35,0
40	-40,7	-54,0
60	-72,5	-96,0
70	-87,0	-116,0
80	-102,5	-132,0
85	-115,0	-137,0
90	-128,0	-137,0
95	-121,8	-132,0
100	-97,8	-97,8

Таким образом, можно наблюдать то, что даже при сравнительно небольших концентрациях метанола в растворе «метанол - вода» он имеет высокую эффективность, как при предупреждении гидратообразования, так и для предупреждения льдообразования.

Как уже ранее отмечалось, ингибитор газового гидрата, в роли которого представлен метанол, который может быть охарактеризован как вещество способное изменить термобарические условия процесса образования гидратов. В соответствии с таблицей 2.3 ясно то, что метанол способствует снижению температуры образования гидратов при постоянном давлении, это может быть объяснено тем, что при вводе метанола в систему промыслового газопровода давление паров воды снижается.

Стоит также отметить то, что малые количества метанола в газовом потоке могут выступать в роли катализатора процесса гидратообразования. Данный вопрос был изучен [26,34] , где было определено влияние метанола на возникновение гидрата пропана при условии присутствия в газовом потоке 0,4 моля метанола скорость гидратообразования возрастала в 35 раз, в сравнении с условиями, когда метанол вовсе отсутствовал в исследуемой системе. Где также было установлено то, что при увеличении содержания метанола в газовом потоке до 1,5 моля условия гидратообразования могут быть вовсе исключены, так как вся вода перейдет в жидкий водометанольный раствор.

На основании этого необходимо точно понимать необходимый расход метанола при подаче его в промысловый газопровод.

Для определения необходимого количества метанола необходимо установить параметры имеющие влияние на расход метанола, на основании аналитических исследований важнейшим параметром при определении потребного количества подаваемого метанола в промысловый газопровод является влагосодержание газовой смеси. [13, 14, 24, 25, 26, 34] При разработке газового месторождения, газ добываемый под пластовым давлением насыщен парами воды, ввиду того, что газоносные параметры всегда имеют в себе содержание связанной, подошвенной или краевой воды. Количество воды содержащейся в газовой смеси зависит от давления и температуры потока, таким образом, понижение температуры вызывает уменьшение количества воды в газовом потоке, когда как понижение давления наоборот увеличивает её содержание. Именно поэтому влагосодержание воды по мере разработки газового месторождения увеличивается, в связи с падением пластового давления.

В целом именно наличие свободной влаги в газовом потоке является одним из основных условий образования гидратов в стволах скважин, в промысловых шлейфах и коллекторах.

Влагосодержание в газовом потоке выражается в единице объема газовой смеси, приведенной к нормальным условиям (0^оС и 0,101 МПа) и называют абсолютной влажностью, обозначая её W (кг на 1000 м³).

Влагосодержание газовой смеси определяется экспериментально, аналитически и по номограммам, которые составляются на основании экспериментальных или расчётных данных.

В связи с необходимостью определения влагосодержания газа разработано множество номограмм, корреляций и термодинамических методов, определяющих равновесное влагосодержание газов с различным составом в различных термобарических условиях. Абсолютно все методы определения влагосодержания газов основываются на экспериментальных данных.

Рассмотрим уточненную методику определения влагосодержания природного газа при равновесии с водой, льдом и газовыми гидратами разработанную ВНИИГАЗом. Данная методика основана на уравнении состояния Редлиха-Квонга модифицированного В.А. Истоминым и В.Г. Квоном путём описания термодинамики конденсированной фазы независимой от уравнения состояния. Приведенные результаты исследований авторов методики представлены в таблицах 2.4-2.7, где описано равновесное влагосодержание над водой, переохлажденной водой, гексагольным льдом и газовыми гидратами различных структур в зависимости от температуры и давления.

Таблица 2.4 - Влагосодержание метана при равновесии с чистой водой (при температурах ниже 0^оС - переохлажденной водой)

Температура, оС	Содержание воды, мол. % при давлениях газа, МПа
	3,0	4,0	5,0	6,0	7,0	8,0
1	2	3	4	5	6	7
10,0	0,04714	0,03708	0,03113	0,02725	0,02453	0,02257
0,0	0,02382	0,01886	0,01594	0,01405	0,01275	0,01182
-5,0	0,01659	0,01318	0,01119	0,00990	0,00902	0,00841
-10,0	0,01137	0,00907	0,00773	0,00688	0,00630	0,00590
-15,0	0,00766	0,00614	0,00526	0,00470	0,00433	0,00408
-20,0	0,00506	0,00408	0,00351	0,00316	0,00293	0,00278
-25,0	0,00328	0,00266	0,00230	0,00208	0,00195	0,00186

Влагосодержание метана при температурах свыше 20 ^оС, по мнению автора на основании экспериментальных данных, оказывается довольно близко между собой и различается в пределах 5-7%.



Таблица 2.5 - Влагосодержание метана при равновесии с гексагональным льдом

Температура, оС	Содержание воды, мол. % при давлениях газа, МПа
	3,0	4,0	5,0	6,0	7,0	8,0
0,0	0,02390	0,01895	0,01604	0,01415	0,01286	0,01194
-5,0	0,01587	0,01263	0,01073	0,00951	0,00868	0,00810
-10,0	0,01038	0,00829	0,00708	0,00630	0,00578	0,00542
-15,0	0,00668	0,00536	0,00460	0,00412	0,00380	0,00358
-20,0	0,00423	0,00341	0,00294	0,00265	0,00246	0,00234
-25,0	0,00263	0,00213	0,00185	0,00168	0,00157	0,00150

Таблица 2.6 - Влагосодержание метана при равновесии с газовыми гидратами кубической структуры I

Температура, оС	Содержание воды, мол. % при давлениях газа, МПа
	3,0	4,0	5,0	6,0	7,0	8,0
0,0	0,02328	0,01768	0,01448	0,01246	0,01108	0,01011
-5,0	0,01510	0,01151	0,00947	0,00818	0,00731	0,00670
-10,0	0,00963	0,00737	0,00610	0,00529	0,00476	0,00439
-15,0	0,00605	0,04652	0,00387	0,00338	0,00305	0,00283
-20,0	0,00373	0,02885	0,00241	0,00212	0,00193	0,00180
-25,0	0,00226	0,00176	0,00148	0,00131	0,00120	0,00113

Таблица 2.7 - Влагосодержание природного газа (90,0 мол. % CH₄; 8,0 мол. % C₂H₆; 2,0 мол. % C₃H₈) при равновесии с газовыми гидратами кубической структуры II

Температура, оС	Содержание воды в сжатом газе, мол. % при давлениях газа, МПа
	3,0	4,0	5,0	6,0	7,0	8,0
0,0	0,02008	0,01541	0,01276	0,01110	0,01000	0,00924
-5,0	0,01295	0,00998	0,00831	0,00727	0,00659	0,00613
-10,0	0,00821	0,00636	0,00533	0,00469	0,00428	0,00402
-15,0	0,00512	0,00399	0,00336	0,00298	0,00275	0,00260
-20,0	0,00313	0,00246	0,00209	0,00187	0,00174	0,00167



Авторы монографии [24] приводят сравнение влагосодержания метана (кг/1000м³) приведенной выше методики с различными номограммами и корреляциями других авторов, сравнение представлено в таблице 2.8.

Таблица 2.8 - Сравнение влагосодержания W (кг/1000м³) по различным методам

Давление, МПа	Метод ВНИИГАЗа	Корреляция Бюкачека	Корреляция ТюменНИИ-гипрогаза	Номограмма Мак-Кетта и Ви в модификации Вишертов
Температура минус 40 оС
5,0	0,0043	0,0063	0,0065	-
10,0	0,0040	0,0049	0,0050	-
15,0	0,0045	0,0044	0,0045	-
20,0	0,0046	0,0042	0,0043	-
Температура минус 20 оС
5,0	0,0263	0,0323	0,0317	0,033
10,0	0,0197	0,0229	0,0224	0,021
15,0	0,0195	0,0197	0,0194	0,016
20,0	0,0196	0,0181	0,0178	-
Температура 0 оС
5,0	0,1196	0,1340	0,1332	0,138
10,0	0,0798	0,0879	0,0875	0,088
15,0	0,0707	0,0725	0,0723	0,068
20,0	0,0676	0,0648	0,0647	-
Температура 20 оС
5,0	0,4331	0,4647	0,4663	0,440
10,0	0,2690	0,2884	0,2897	0,290
15,0	0,2220	0,2296	0,2308	0,230
20,0	0,2017	0,2002	0,2014	-
Температура 40 оС
5,0	1,3130	1,3733	1,3290	1,350
10,0	0,7778	0,8181	0,7947	0,850
15,0	0,6118	0,6331	0,6166	0,660
20,0	0,5344	0,5406	0,5276	0,570

К сожалению, авторы не приводят методы получения влагосодержания газа. Анализируя данные приведенные в таблице 2.8 можно сказать то, что разница результатов по различным методикам может колебаться до 60% в основном в случае определения влагосодержания при отрицательных температурах, когда при положительных температурах различие результатов не столь велико. газ трубопровод гидратообразование ингибитор

Касательно наиболее часто используемых и рекомендуемых к использованию приводится аппроксимационная зависимость Н.К. Нама и М.А. Мартыновой, конкретизирующая формулы Бюкачека.

W₀ = A/P + B,

где А - коэффициент зависимости содержания воды от давления водяного пара при измеренной температуре точки росы влаги;

B - коэффициент зависимости содержания воды от температуры точки росы влаги и состава газа;

P - давление газа.

В данной зависимости коэффициенты определяются по следующим формулам:

A = 0,457·exp[0,07374·(T-273,1)-0,000307·(T-273,1)²];

B = 0,0418·exp[0,0537·(T-273,1)-0,000199·(T-273,1)²].

Применение методики Н.К. Нама и М.А. Мартыновой работает в диапазоне следующих параметров: 233 ? Т ? 313 К, p < 70 МПа.

Для более высоких температур может быть предложена аппроксимационная зависимость ТюменНИИгипрогаза.

W_н = p_в·10⁶·(748,9/p + B), кг/1000 м³,

где p_в - давление насыщенного пара воды, МПа;

p - давление газа, МПа.

Давление насыщенного пара воды и коэффициент B определяются по следующим уравнениям:

p_в = exp[-60212·(0,01·(T-273,15))⁴+1,475·(T-273,15))³-

-2,97304·(0,01·(T--273,15))²+7,19863·(0,01·(T-273,15))+6,41465];

B = exp[-0,06058·(0,01·(T-273,15))⁴-0,3798·(T-273,15))³+

+1,06606·(0.01·(T--273,15))²-2,00075·(0,01·(T-273,15))+4,2216].

Следует отметить то, что для газовой смеси, в составе которой содержание неуглеводородных компонентов значительно велико, определение влагосодержания по метану может давать сильно заниженные результаты. В таком случае может быть предложен метод учитывающие содержание в газовой смеси азота и кислых компонентов [24].

,

где

p - давление, МПа;

T - температура, К;

R - универсальная постоянная (8,314 Дж/моль·К);

z_см - коэффициент сжимаемости газовой смеси;

y_i - мольная доля i-го компонента газовой смеси;

б_i,в_i - эмпирические коэффициенты для i-го компонента.

Ниже в таблице 2.9 представлены значения параметров для расчёта влагосодержания в многокомпонентной смеси, состоящей из азота, метана, этана, пропана, бутанов и C_5+выше по выше приведенной методике.



Таблица 2.9 - Параметры для расчёта влагосодержания газа

Параметры	Компоненты газовой фазы
	CH4	C2H6	C3H8	i-C4H10	n-C4H10	C5+выше	N2
б	0,725	0,6	0,5	0,4	0,4	0,3	0,8
в (1)	6,87	7,649	7,665	7,91	7,98	8,15	7,27
-в(2)	0,0093	0,0093	0,00874	0,00878	0,0088	0,009	0,012

Где параметры в ⁽¹⁾, -в⁽²⁾ определяют в_i по следующему уравнению:

ln в_i = в ⁽¹⁾ + -в⁽²⁾·T.

По мнению авторов, погрешность расчётов не превышает 5-7% при p<40 МПа и T>278 К.

Как уже ранее отмечалось, правильное определение влагосодержания газа зависит от необходимого количества вводимого метанола в промысловый газопровод и соблюдения режима эксплуатации всей системы газового промысла. Особенность определения потребного количества вводимого метанола в промысловый газопровод по сравнению с магистральным газопроводом состоит в более простом технологическом процессе, стоит учитывать то, что протяженность промысловых газопроводов обычно меньше, в сравнении с магистральными газопроводами.

Существуют индивидуальные методики определения потребного количества вводимого метанола в газопроводы, основывающиеся на эмпирических методах исследования, тем самым могут не всегда подходить под индивидуальные расчётные данные. С другой стороны надежность таких методов проверена временем и регулярно уточняется различными научно-исследовательскими институтами.

Рассмотрим наиболее простой аналитический метод определения количества метанола, потребного для предупреждения гидратообразования газового потока, определенный Ю.Ф. Макогоном. [13,14] Стоит отметить то, что существуют корреляции в исследованиях ВНИИГАЗ позаимствованные у автора данной методики, что, несомненно, может говорить о надежности экспериментальных данных и графиков, приведенных в методе Ю.Ф. Макогона. Основополагающей является формула для определения потребного количества метанола.

где e_m - удельный расход метанола, кг/тыс.м³;

х - весовая концентрация метанола в воде, %;

б - отношение содержания метанола в газе, обеспечивающего насыщение газа, % вес;

?e - количество жидкой влаги в газовом потоке в месте ввода метанола, кг/тыс.м³.

?e = e_н - e_к,

где e_н - начальное влагосодержание газа;

e_к - влагосодержание газа в точке ввода метанола.

В случае с промысловым газопроводом метанол чаще всего вводится на выкидных линиях расположенных вблизи скважин через специальные арматурные блоки, поэтому имеет смысл принимать ?e = e_н.

где e_мг - содержание метанола в газовой смеси, обеспечивающего насыщение газовой смеси, кг/тыс.м³.



e_мг = e_мг0·г₂·x_m;

где e_мг0 - содержание метанола в природном газе, обеспечивающего насыщение чистого метана, кг/тыс.м³;

г₂ - коэффициент активности метанола в водометанольном растворе;

x_m - молярная доля метанола в водометанольном растворе.

e_мг0 = 1331,31·y,

где y - молярная доля метанола в газовой фазе.

где p_s - давление насыщенных паров метанола, МПа;

p - давление, МПа;

R - универсальная газовая постоянная;

Т - температура, К;

в - эмпирический параметр, имеющий смысл второго вириального коэффициента, см3;

V_ж = 38,07 - молярный объем метанола, см³/моль.

Давление насыщенных паров метанола p_s, МПа, вычисляют по уравнению Антуана.

Эмпирический параметр в определяется по следующей формуле.



в = - exp(7,9154-0,01145·T),

при температурах 252 К ? T ? 313 К.

Коэффициент активности метанола и молярная доля метанола в водометанольном растворе определяются по следующим формулам [24].

где - предельные коэффициенты активности.

Молярная доля метанола x_m и его массовая концентрация X_мас, % масс., связаны пересчетным соотношением. [истомин квон]

x_m = 9·X_мас/(1600-7·X_мас).

Суточный расход метанола, необходимого для предупреждения образования гидратов определяется по следующей формуле. [13,14]

Q_м = Q_мг + Q_мж = e_m·Q, кг/сутки,

где Q - дебит скважины, тыс.м³/сутки;

Q_мг - количество метанола, насыщающего газовую фазу, кг/сутки;

Q_мж - количество метанола, насыщающего жидкую фазу, кг/сутки.



2.5 Выводы по главе 2

На основании аналитических исследований, поиска зависимостей взаимодействия элементов системы с различными факторами могут быть сделаны следующие выводы по главе 2:

1. Определена структура исследуемой системы, на основании которой осуществляется построение методики предупреждения гидратообразования на промысловых газопроводах.

2. Выявлены и проанализированы зависимости взаимодействия элементов исследуемой системы.

3. Определены наиболее весомые факторы, определяющие благоприятные условия гидратообразования в промысловых газопроводах.

4. Проанализирован метод предупреждения гидратообразования с использованием метанола, установлены необходимые зависимости и метод расчёта.



3. ПОСТРОЕНИЕ МЕТОДИКИ ПРЕДУПРЕЖДЕНИЯ ГИДРАТООБРАЗОВАНИЯ НА ПРОМЫСЛОВОМ ГАЗОПРОВОДЕ ПРИ ПОМОЩИ МЕТАНОЛА

3.1 Определение исходных данных для расчётной методики

На основании аналитических исследований необходимо установить перечень необходимых исходных данных для расчётной методики предупреждения гидратообразования на промысловом газопроводе.

Необходимые исходные данные приведены в таблице 3.1.

Таблица 3.1 - Перечень исходных данных для расчёта

Наименование	Обозначение	Единицы измерения
1	2	3
Начальная температура	tнач	K
Конечная температура	tконеч	K
Начальное давление	Pнач	кгс/см2
Конечное давление	Pконеч	кгс/см2
Температура грунта	tгрунт	K
Диаметр трубопровода с учетом теплоизоляции	Dнаруж	м
Диаметр трубопровода без теплоизоляции	dнаруж	м
Толщина стенки трубопровода	дст	м
Толщина теплоизоляции	дти	м
Длина промыслового газопровода	L	м
Теплоемкость газа	Ср	Дж/К
Весовой расход газа	G	кг/ч
Объемный расход газа	Q	м3/сут
Теплопроводность изоляции	л	вт/м·град

Помимо количественных значений исходных данных для расчёта необходимо иметь компонентный состав и свойства газа.



3.2 Определение равновесных параметров гидратообразования газовой смеси

На первом этапе определяется равновесное давление гидратообразования p_см при двух реперных температурах, которое в зависимости от компонентного состава газа может находиться по одной из формул.

Формулы 3.1, 3.2 подразделены на способность газовой смеси образовывать гидраты кубической структуры I, либо гидраты кубической структуры II, соответственно.

Для определения условий равновесного давления гидратообразования для газа с компонентами способными образовать гидраты структуры I применяется следующая формула.

	(3.1)

А для определения равновесий газовых гидратов структуры II применяется формула представленная ниже.

	(3.2)

где p_см - равновесное давление образования гидратов, МПа;

y_i - молярное содержание i-го компонента в газовой фазе (заданное на «безводной» основе);

a_i - параметр, зависящий от температуры, определяется по таблице 3.2, 3.3;

p_j - параметр, имеющие смысл равновесного давления гидратообразования индивидуального компонента, определяется по таблице 3.2, 3.3.

Таблица 3.2 - Параметры для гидратов кубической структуры I

Температура, К	Параметры (в числителе ai, в знаменателе pj)
	CH4	C2H6	CO2	H2S	N2	C3H6
243,15	12,8/2,26	0/0,11	11/0,46	350/0,053	1,9/17,1	-
268,15	3,73/4,53	0/0,39	2,8/1,34	62,2/0,139	0,8/36,2	0/0,059
273,15	3,03/5,03	0/0,51	2,2/1,89	45,7/0,166	0,7/43,0	0/0,072
283,15	2,03/17,2	0/1,7	1,39/8,76	25,5/0,57	0,4/137,3	0/0,255

Таблица 3.3 - Параметры для гидратов кубической структуры II

Температура, К	Параметры (в числителе ai, в знаменателе pj)
	CH4	C2H6	C3H8	i-C4H10	n-C4H10	CO2	H2S	N2
243,15	0,85/97,3	0/0,524	0/0,365	0/0,0194	0/0,22	6,74/5,65	350/6,2	1,89/759
268,15	2,87/173,0	0/1,55	0/0,1365	0/0,0854	0/0,97	1,81/14,37	62,3/8,4	0,8/1575
273,15	2,5/231,0	0/2,3	0/176,0	0/0,113	0/1,6	1,4/26,3	46,1/10,47	0,67/2323

После определения равновесных давлений гидратообразования используется зависимость для получения зависимости описывающей условия гидратообразования предложенной газовой смеси.

ln(p) = - A/T + B или ln(p)z = - A₁/T + B₁, (3.3)

где A, B, A₁, B₁ - расчётные параметры, являющиеся вспомогательным элементом для описания кривой равновесных условий гидратообразования;

p - полученное равновесное давление гидратообразования;

z - коэффициент сжимаемости газовой смеси.

На рисунке 3.1 представлен пример графика, описывающего индивидуальные условия гидратообразования газовой смеси.



Рисунок 3.1 - Условия гидратообразования газовой смеси

На основании полученной зависимости строится график, по которому возможно определить равновесное давление гидратообразования при необходимой температуре газового потока.

3.3 Определение температуры гидратообразования и места образования гидратов в промысловом газопроводе

Температура гидратообразования определяется на основании графика равновесных условий гидратообразования, построенного по зависимости, полученной по формуле 3.3. Затем определяется место образования гидратов в промысловом газопроводе по формуле 3.4.

	(3.4)

где a - вспомогательный коэффициент, определяется по формуле 3.5;

t_н - начальная температура газового потока, ^оС;

t₀ - температура грунта или окружающего воздуха, в зависимости от способа прокладки трубопровода, ^оС;

t_р - равновесная температура образования гидратов, ^оС;

I - средний эффект Джоуля - Томсона, отнесенный к единице длины газопровода, определяется по формуле 3.7, ^оС/м.

	(3.5)

где K - полный коэффициент теплопередачи, ккал/ч·м²·^оС;

D - наружный диаметр газопровода, с учетом теплоизоляции, м;

G - весовой расход газа по газопроводу, кг/ч;

С_р - теплоемкость газа при постоянном давлении, ккал/кг·^оС.

	(3.6)

где d₁, d₂ - внутренний и наружный диаметр трубопровода, соответственно, м;

d_ср - средний диаметр, м;

a₁, a₂ - коэффициент теплоотдачи от газа к стенке и коэффициент теплоотдачи от стенки к грунту или окружающему воздуху, соответственно, вт/м²·град;

- толщина стенки трубопровода, м;

- теплопроводность стенки трубы, вт/м·град.

	(3.7)

где p₁, p₂ - давление в начале и в конце газопровода, соответственно, МПа;



D_i - коэффициент Джоуля - Томсона, ^оС·кГ/см².

	(3.8)

где ?Т - падение температуры по длине трубопровода, ^оС;

?р - падение давления по длине трубопровода, кГ/см².

В случае того, если x_го > L, то образование гидратов на данном участке промыслового газопровода может быть исключено, с другой стороны если x_го > L, то необходимо рассчитать количество необходимого к подаче метанола.

где L - общая длина системы «скважина - УКПГ».

3.4 Расчёт необходимого количества метанола для предупреждения гидратообразования

После определения места образования гидратообразования, при условии, что гидратообразования присутствует на рассчитываемом участке промыслового газопровода, производится расчёт требуемого количества вводимого ингибитора газового гидрата (метанола) для предупреждения гидратообразования.

Основополагающей формулой определения требуемого количества вводимого ингибитора газового гидрата (метанола) для предупреждения гидратообразования является:

	(3.9)

где e_m - удельный расход метанола, кг/тыс.м³;

х - весовая концентрация метанола в воде, %;

б - отношение содержания метанола в газе, обеспечивающего насыщение газа, % вес;

?W - количество жидкой влаги в газовом потоке в месте ввода метанола, кг/тыс.м³.

?W = W_н - W_к, (3.10)

где W_н - начальное влагосодержание газа;

W_к - влагосодержание газа в точке ввода метанола.

, (3.11)

где

p - давление, МПа;

T - температура, К;

R - универсальная постоянная (8,314 Дж/моль·К);

z_см - коэффициент сжимаемости газовой смеси;

y_i - мольная доля i-го компонента газовой смеси;

б_i,в_i - эмпирические коэффициенты для i-го компонента.

Таблица 3.4 - Параметры для расчёта влагосодержания газа

Параметры	Компоненты газовой фазы
	CH4	C2H6	C3H8	i-C4H10	n-C4H10	C5+выше	N2
б	0,725	0,6	0,5	0,4	0,4	0,3	0,8
в (1)	6,87	7,649	7,665	7,91	7,98	8,15	7,27
в(2)	0,0093	0,0093	0,00874	0,00878	0,0088	0,009	0,012

Где параметры в ⁽¹⁾, -в⁽²⁾ определяют в_i по формуле 3.12:

ln в_i = в ⁽¹⁾ + в⁽²⁾·T, (3.12)



В случае с промысловым газопроводом метанол чаще всего вводится на выкидных линиях расположенных вблизи скважин через специальные арматурные блоки, поэтому имеет смысл принимать ?W = W_н.

	(3.13)

где e_мг - содержание метанола в газовой смеси, обеспечивающего насыщение газовой смеси, кг/тыс.м³.

e_мг = e_мг0·г₂·x_m, (3.14)

где e_мг0 - содержание метанола в природном газе, обеспечивающего насыщение чистого метана, кг/тыс.м³;

г₂ - коэффициент активности метанола в водометанольном растворе;

x_m - молярная доля метанола в водометанольном растворе.

e_мг0 = 1331,31·y, (3.15)

где y - молярная доля метанола в газовой фазе.

	(3.16)

где p_s - давление насыщенных паров метанола, МПа;

p - давление, МПа;

R - универсальная газовая постоянная;

Т - температура, К;

в - эмпирический параметр, имеющий смысл второго вириального коэффициента, см3;

V_ж = 38,07 - молярный объем метанола, см³/моль.

Давление насыщенных паров метанола p_s, МПа, вычисляют по уравнению Антуана.

	(3.17)

Эмпирический параметр в определяется по формуле 3.18.

в = - exp(7,9154-0,01145·T), (3.18)

при температурах 252 К ? T ? 313 К.

Коэффициент активности метанола и молярная доля метанола в водометанольном растворе определяются по формулам 3.19, 3.23, соответственно.

	(3.19)

где - предельные коэффициенты активности.

	(3.20)
	(3.21)

Молярная доля метанола x_m и его массовая концентрация X_мас, % масс., связаны пересчетным соотношением.

x_m = 9·X_мас/(1600-7·X_мас), (3.22)



Суточный расход метанола, необходимого для предупреждения образования гидратов определяется по формуле 3.23.

Q_м = Q_мг + Q_мж = e_m·Q, кг/сутки, (3.23)

где Q - дебит скважины, тыс.м³/сутки;

Q_мг - количество метанола, насыщающего газовую фазу, кг/сутки;

Q_мж - количество метанола, насыщающего жидкую фазу, кг/сутки.



4. ПРАКТИЧЕСКОЕ ПРИМЕНЕНИЕ МЕТОДИКИ ПРЕДУПРЕЖДЕНИЯ ГИДРАТООБРАЗОВАНИЯ НА ПРОМЫСЛОВЫХ ГАЗОПРОВОДАХ

Для апробации расчётной методики предупреждения гидратообразования на промысловых газопроводах выбран объект нефтегазоконденсатного месторождения, где конкретно для расчёта использовались данные системы газового промысла.

Апробация результатов работы расчётной методики применялась для различных критических режимов работы промысла за 3 года эксплуатации, как в зимний, так и летний период разработки газового промысла.

В таблице 4.1 представлен компонентный состав газа и свойства газа.

Таблица 4.1 - Компонентный состав и свойства газа

Состав пластового газа, % мольный
He	0,008
H2	0,00041
N2	0,346
CO2	0,124
C1	99,399
C2	0,105
C3	0,007
i-C4	0,001
n-C4	0,001
C6+B	0,008
Свойства пластового газа:
Относительная плотность по воздуху	0,558
Коэффициент сверхсжимаемости газа, д.ед.	0,83

Результаты расчёта представлены в таблицах 4.2 - 4.5, также в представленных таблицах представлены исходные данные при расчёте.



Таблица 4.2 - Результаты расчёта по методике предупреждения гидратообразования в промысловых газопроводах в первый исследуемый год в летний период разработки газового месторождения

Исходные данные:
Наименование	Обозначение	Значение	Единицы измерения
1	2	3	4
Начальная температура	tнач	300,4	K
Конечная температура	tконеч	278	K
Начальное давление	Pнач	10,9	кгс/см2
Конечное давление	Pконеч	7,024	кгс/см2
Температура грунта	tгрунт	-1	K
Диаметр трубопровода с учетом теплоизоляции	Dнаруж	0,53	м
Диаметр трубопровода без теплоизоляции	dнаруж	0,325	м
Толщина стенки трубопровода	дст	0,11	м
Толщина теплоизоляции	дти	0,1	м
Длина промыслового газопровода	L	52100	м
Теплоемкость газа	Ср	2888	Дж/К
Весовой расход газа	G	16889	кг/ч
Объемный расход газа	Q	601400	м3/сут
Теплопроводность изоляции	л	0,81	вт/м·град
Расчётные данные:
Равновесное давление образования гидратов	рсм	10,52	МПа
Равновесная температура	tсм	279	К
Полный коэффициент теплопередачи	К	1,268	ккал/ч·м2·оС
Средний коэффициент Джоуля-Томсона	I	0,459	оС/м
Коэффициент Джоуля-Томсона	Di	0,118	оС·кГ/см2
Место образования гидратов от начальной точки	X	10,34	м
Удельный расход метанола	em	2,217	кг/тыс.м3
Весовая концентрация метанола	х	32	%
Отношение содержания метанола в газе, обеспечивающего насыщение газа	б	0,067	% вес
Содержание метанола в природном газе, обеспечивающего насыщение чистого метана	eмг0	0,705	кг/тыс.м3
Содержание метанола в газовой смеси, обеспечивающего насыщение газовой смеси	eмг	2,159	кг/тыс.м3
Молярная доля метанола в газовой фазе	y	0,0005	%
Давление насыщенных паров метанола	ps	0,015	МПа
Молярная доля метанола в водометанольном растворе	xm	0,91	%
Количество жидкой влаги в газовом потоке в месте ввода метанола	?W	0,181	кг/тыс.м3
Суточный расход метанола, необходимого для предупреждения образования гидратов	Qм	1333,3	кг/сутки

Таблица 4.3 - Результаты расчёта по методике предупреждения гидратообразования в промысловых газопроводах в первый исследуемый год в зимний период разработки газового месторождения

Исходные данные:
Наименование	Обозначение	Значение	Единицы измерения
1	2	3	4
Начальная температура	tнач	294,2	K
Конечная температура	tконеч	276,8	K
Начальное давление	Pнач	11,1	кгс/см2
Конечное давление	Pконеч	7,072	кгс/см2
Температура грунта	tгрунт	-5	K
Диаметр трубопровода с учетом теплоизоляции	Dнаруж	0,53	м
Диаметр трубопровода без теплоизоляции	dнаруж	0,325	м
Толщина стенки трубопровода	дст	0,11	м
Толщина теплоизоляции	дти	0,1	м
Длина промыслового газопровода	L	52100	м
Теплоемкость газа	Ср	2888	ккал/кг·оС
Весовой расход газа	G	16889	кг/ч
Объемный расход газа	Q	601400	м3/сут
Теплопроводность изоляции	л	0,81	вт/м·град
Расчётные данные:
Равновесное давление образования гидратов	рсм	10,52	МПа
Равновесная температура	tсм	279	К
Полный коэффициент теплопередачи	К	1,268	ккал/ч·м2·оС
Средний коэффициент Джоуля-Томсона	I	0,446	оС/м
Коэффициент Джоуля-Томсона	Di	0,11	оС·кГ/см2
Место образования гидратов от начальной точки	X	5,79	м
Удельный расход метанола	em	1,81	кг/тыс.м3
Весовая концентрация метанола	х	32	%
Отношение содержания метанола в газе, обеспечивающего насыщение газа	б	0,055	% вес
Содержание метанола в природном газе, обеспечивающего насыщение чистого метана	eмг0	0,588	кг/тыс.м3
Содержание метанола в газовой смеси, обеспечивающего насыщение газовой смеси	eмг	1,767	кг/тыс.м3
Молярная доля метанола в газовой фазе	y	0,0004	%
Давление насыщенных паров метанола	ps	0,013	МПа
Молярная доля метанола в водометанольном растворе	xm	0,914	%
Количество жидкой влаги в газовом потоке в месте ввода метанола	?W	0,155	кг/тыс.м3
Суточный расход метанола, необходимого для предупреждения образования гидратов	Qм	1092,7

Подобные документы

• Расширение Пунгинской ПХГ (подземного хранилища газа)

  Проект газотурбинной установки для привода нагнетателя природного газа на компрессорных станциях магистральных газопроводов. Расчёт количества эксплуатационных скважин для вывода ПХГ (подземного хранилища газа) на режим циклической эксплуатации.
  
  курсовая работа [219,6 K], добавлен 02.12.2009
  

• Подготовка ямальского газа к дальнему транспорту

  Преимущества природного газа над другими видами топлива. Источники загрязнения магистрального газопровода для транспортировки ямальского газа, методы его очистки от механических примесей. Выбор конструкции пылеуловителя. Расчет циклонного пылеуловителя.
  
  курсовая работа [333,1 K], добавлен 22.03.2015
  

• Транспортировка по трубопроводам

  Особенности транспортировки жидкостей и газов по трубопроводам. Принципы выбора материала для труб. Размещение магистрали и ее расчет. Детали трубопровода. Обзор труб, выполненных из различных материалов, типы их соединения. Конструирование арматуры.
  
  презентация [530,9 K], добавлен 17.03.2014
  

• Расчёт показателей транспортного процесса перевозки штучных грузов на примере ламп электрических

  Формирование укрупненных партий груза, пакетирование и контейнеризация. Выбор подвижного состава и размещение транспортных пакетов. Определение суточных объемов перевозок. Выбор погрузочно-разгрузочных механизмов и расчет их необходимого количества.
  
  курсовая работа [43,1 K], добавлен 24.12.2011
  

• Определение необходимого количества машино-мест (легковые автомобили) на парковке привокзальной площади аэропорта "Анадырь (Угольный)"

  Определение количества прибывающих и вылетающих рейсов в пиковый период. Расчет количества приезжающих автомобилей для встречи прилетающих пассажиров и привозящих пассажиров на вылет. Определение количества необходимых мест для парковки автомобилей.
  
  контрольная работа [7,5 M], добавлен 12.04.2019
  

• Проектирование рационального варианта технического обслуживания машинно-тракторного парка агропредприятия

  Расчет программы технического обслуживания машинно-тракторного парка, определение уровня трудоемкости данного процесса. Расчёт необходимого количества агрегатов АТО для проведения ТО-1, ТО-2 тракторов и комбайнов, количество персонала и оборудования.
  
  курсовая работа [46,2 K], добавлен 28.05.2010
  

• Перевозка природного газа морем

  Развитие морского транспорта для перевозки сжиженного природного газа (СПГ). Конструкция грузовых танков. Главные двигатели судов СПГ. Коды и правила для газовозов. Физические свойства и состав СПГ. Опасности для персонала. Аварийные процедуры при пожаре.
  
  книга [2,1 M], добавлен 24.10.2009
  

• Политика городской мобильности в европейских странах

  Обзор современных проблем мобильности городских транспортных инфраструктур: дорожные пробки, экологические проблемы транспорта, социальная культура. Анализ политики Евросоюза в сфере городского транспорта: транспортное планирование и управление спросом.
  
  курсовая работа [66,1 K], добавлен 20.05.2013
  

• Проект зоны второго технического обслуживания (ТО-2) для автотранспортных предприятий (АТО) со списочным составом: КамАЗ–5320 70 шт

  Проектирование зоны второго технического обслуживания автомобилей, предназначенной для выявления и предупреждения отказов и неисправностей. Годовая производственная программа. Определение количества ремонтных рабочих в АТП и на объекте проектирования.
  
  курсовая работа [567,3 K], добавлен 28.03.2010
  

• Ремонт электропневматического контактора

  Технические инструкции, заводские и деповские правила при ремонте электропневматического контактора. Основные неисправности, причины, способы предупреждения. Оборудования, приспособления и технологическая оснастка при ремонте. Организация рабочего места.
  
  курсовая работа [224,1 K], добавлен 05.04.2011
  

• главная
• рубрики
• по алфавиту
• вернуться в начало страницы
• вернуться к началу текста
• вернуться к подобным работам