Сбор и подготовка нг 1 страница

Удачи на ГИА!

Использованные источники

ГИА 2013 Русский язык. Типовые экзаменационные варианты / Под ред. И. П. Цыбулько. – М.: Национальное образование, 2012. – 224с.

Горшков А. И. Русская словесность: От слова к словесности. Учеб. для общеобразоват. учреждений. – М.: Дрофа, 2012. – 464с.

Русский язык. Теория. 5-9 кл.: учеб. для обще-образоват. учреждений / В. В. Бабайцева, Л. Д. Чеснокова. – М.: Дрофа, 2012. – 319с.

http://www.gramota.ru

http://www.slovarus.ru/

http://www.slovopedia.com

Новое ситуационное задание № 1

С 3 - В НГДУ «Х...нефть» предполагается ввести в эксплуатацию новые нефтяные месторождения «А» и «Б», расположенные в 60 и 10 км. от ЦПС соответственно. В течении первых 10 лет закладывается фонтанный способ добычи продукции в количестве не более 150 и 30 тыс.т/год соответственно. Давление на устье скважин не будет превышать 10 атм. при плотности нефти в газонасыщенном состоянии не менее 850 кг/м³ и вязкости не менее 20 мПа^.с при температуре продукции не выше 30^оС. Безводность добываемой продукции гарантируется в течении 15 лет. Газонасыщенность добываемой продукции не превышает 50 м³/т (н.у.). После 10-летней эксплуатации ожидается понижение устьевого давления до 7,2 атм.

Подготовка нефти и газа до требований нормативных документов после трёхступенчатого разгазирования осуществляется в НГДУ на УКПН и УКПГ соответственно. Сепарационные установки, УКПН и УКПГ расположены на ЦПС и недогружены по сырью более чем на 200 тыс.т/год и 9 млн.м³/год (н.у.) соответственно. Давление на первой ступени сепарации поддерживается на уровне 6 атм, на второй ступени сепарации 4 атм и на третьей ступени - 1,1 атм. Продукция месторождения «А» и «Б» совместима с продукцией других месторождений, поступающих на ЦПС и также подготавливаемых на УКПН и УКПГ.

Все внутрипромысловые коммуникации планируется выполнить из новых стальных трубопроводов с внутренним диаметром 100 мм., подвергнутых гидравлическому испытанию при 85 атм. Геодезические отметки ЦПС на 10 м превышают геодезические отметки месторождения.

Предложите систему сбора для данного месторождения, способную выполнять свои функции в течении первых 10 лет, если потери напора (давления) при транспорте попутного газа составляют 5 % от соответствующих потерь при транспорте газонасыщенной нефти.

Новое ситуационное задание № 2

С 3 - В НГДУ «Х...нефть» предполагается ввести в эксплуатацию новые нефтяные месторождения «А», «Б» и «С», расположенные в 10, 5 и 2 км. от ЦПС соответственно. В течении первых 10 лет закладывается фонтанный способ добычи продукции в количестве не более 120, 40 и 20 тыс.т/год. Давление на устье скважин не будет превышать 10 атм. при плотности нефти в газонасыщенном состоянии не менее 850 кг/м³ и вязкости не менее 20 мПа^.с при температуре продукции не выше 30^оС. Безводность добываемой продукции гарантируется в течении 15 лет. Газонасыщенность добываемой продукции не превышает 50 м³/т (н.у.). После 10-летней эксплуатации ожидается понижение устьевого давления до7,2 атм.

Подготовка нефти и газа до требований нормативных документов после трёхступенчатого разгазирования осуществляется в НГДУ на УКПН и УКПГ соответственно. Сепарационные установки, УКПН и УКПГ расположены на ЦПС и недогружены по сырью более чем на 200 тыс.т/год и 9 млн.м³/год (н.у.) соответственно. Давление на первой ступени сепарации поддерживается на уровне 6 атм, на второй ступени сепарации 4 атм и на третьей ступени - 1,1 атм. Продукция месторождения «А», «Б» и «С» совместима с продукцией других месторождений, поступающих на ЦПС и также подготавливаемых на УКПН и УКПГ.

Все внутрипромысловые коммуникации планируется выполнить из новых стальных трубопроводов с внутренним диаметром 100 мм., подвергнутых гидравлическому испытанию при 85 атм. Геодезические отметки ЦПС на 10 м превышают геодезические отметки месторождения.

Предложите систему сбора для данного месторождения, способную выполнять свои функции в течении первых 10 лет, если потери напора (давления) при транспорте попутного газа составляют 5 % от соответствующих потерь при транспорте газонасыщенной нефти.

Новое ситуационное задание № 3

С 3 - В НГДУ «Х...нефть» предполагается ввести в эксплуатацию новые нефтяные месторождения «А» и «Б», расположенные в 10 км. от ЦПС. В течении первых 10 лет закладывается фонтанный способ добычи продукции в количестве не более 180 и 250 тыс.т/год. Давление на устье скважин не будет превышать 10 атм. при плотности нефти в газонасыщенном состоянии не менее 850 кг/м³ и вязкости не менее 20 мПа^.с при температуре продукции не выше 30^оС. Безводность добываемой продукции гарантируется в течении 15 лет. Газонасыщенность добываемой продукции не превышает 50 м³/т (н.у.). После 10-летней эксплуатации ожидается понижение устьевого давления до 7,2 атм.

Подготовка нефти и газа до требований нормативных документов после трёхступенчатого разгазирования осуществляется в НГДУ на УКПН и УКПГ соответственно. Сепарационные установки, УКПН и УКПГ расположены на ЦПС и недогружены по сырью более чем на 200 тыс.т/год и 9 млн.м³/год (н.у.) соответственно. Давление на первой ступени сепарации поддерживается на уровне 6 атм, на второй ступени сепарации 4 атм и на третьей ступени - 1,1 атм. Продукция месторождения «А» и «Б»совместима с продукцией других месторождений, поступающих на ЦПС и также подготавливаемых на УКПН и УКПГ.

Все внутрипромысловые коммуникации планируется выполнить из новых стальных трубопроводов с внутренним диаметром 300 мм., подвергнутых гидравлическому испытанию при 85 атм. Геодезические отметки ЦПС на 10 м превышают геодезические отметки месторождения.

Предложите систему сбора для данного месторождения, способную выполнять свои функции в течении первых 10 лет, если потери напора (давления) при транспорте попутного газа составляют 5 % от соответствующих потерь при транспорте газонасыщенной нефти.

Новое ситуационное задание № 4

С 3 - В НГДУ «Х...нефть» предполагается ввести в эксплуатацию нефтяное месторождение «А», расположенное в 10 км. от ЦПС. В течении первых 10 лет закладывается фонтанный способ добычи продукции в количестве не более 180 тыс.т/год. Давление на устье скважин не будет превышать 10 атм. при плотности нефти в газонасыщенном состоянии не менее 850 кг/м³ и вязкости не менее 20 мПа^.с при температуре продукции не выше 30^оС. Безводность добываемой продукции гарантируется в течении 15 лет. Газонасыщенность добываемой продукции не превышает 50 м³/т (н.у.). Попутный газ на 85 % об. состоит из метана, 10 % об этана и 5 % об. пропана и бутанов. После 10-летней эксплуатации ожидается понижение устьевого давления до 7,2 атм.

Подготовка нефти и газа до требований нормативных документов после трёхступенчатого разгазирования осуществляется в НГДУ на УКПН и УКПГ соответственно. Сепарационные установки, УКПН и УКПГ расположены на ЦПС и недогружены по сырью более чем на 200 тыс.т/год и 9 млн.м³/год (н.у.) соответственно. Давление на первой ступени сепарации поддерживается на уровне 6 атм, на второй ступени сепарации 4 атм и на третьей ступени - 1,1 атм. Продукция месторождения «А» совместима с продукцией других месторождений, поступающих на ЦПС и также подготавливаемых на УКПН и УКПГ. Потребителем газа является ГПЗ, расположенный за 400 км от ЦПС. УКПГ совмещена с ГСМГ. Потребителем нефти является НПЗ, расположенный за 800 км от ЦПС. УКПН совмещена с ГСМН. Других потребителей не имеется.

Все внутрипромысловые коммуникации планируется выполнить из новых стальных трубопроводов с внутренним диаметром 300 мм., подвергнутых гидравлическому испытанию при 85 атм. Геодезические отметки ЦПС на 10 м превышают геодезические отметки месторождения.

Предложите систему сбора для данного месторождения и схему обустройства ЦПС, способную выполнять свои функции в течении первых 10 лет, если потери напора (давления) при транспорте попутного газа составляют 5 % от соответствующих потерь при транспорте газонасыщенной нефти, а на ЦПС имеется только один компрессор, развивающий давление до 6 атм. производительностью до 9 млн.м³/год.

Новое ситуационное задание № 5

С 3 - В НГДУ «Х....Нефть» в течении 35 лет эксплуатируется нефтяное месторождение «А», разрабатываемое с ППД механизированным способом 150-ю эксплуатационными скважинами, оборудованными ШГН и дающими не более 342 тыс.т жидкости/год. Обводнённость продукции достигла 90 % об. Давление на устье скважин не превышает 10 атм. при плотности нефти в газонасыщенном состоянии не менее 850 кг/м³ и вязкости не менее 20 мПа^.с при температуре продукции не выше 30^оС. Газонасыщенность добываемой продукции не превышает 50 м³/т нефти (н.у.). В течении ближайших 10 лет гарантируется сохранение достигнутого уровня добычи нефти при незначительном увеличении уровня обводнённости.

Продукция месторождения «А» под собственным давлением поступает на ДНС месторождения «В», расположенного в 3 км. от месторождения «А». На промплощадке ДНС расположена первая ступень сепарации, работающая под давлением 6 атм. На ДНС происходит смешение продукции месторождения «А» с не менее обводнённой продукцией месторождения «В», также разрабатываемого с ППД. Объём добычи, плотность и вязкость нефти, а также величина газонасыщенности на этом месторождении аналогичны месторождению «А».Продукция месторождения «А» несовместима с продукцией месторождения «В». Смесь жидкостей откачивается на ЦПС, расположенный в 60 км. от ДНС, где попадает на первую технологическую линию УКПН-1. Вторая технологическая линия не меньшей пропускной способности УКПН-1 простаивает. Подготовленная смесь нефтей откачивается потребителю. Отделённая вода сбрасывается на УКПВ и после подготовки по водоводам низкого давления откачивается на КНС месторождения «А», где и используется для целей ППД, с закачкой избытка воды в поглощающие горизонты. Заводнение месторождения «В» осуществляется пресной речной водой (после соответствующей подготовки), совместимой с пластовой водой как месторождения «А», так и месторождения «В». Газ первой ступени сепарации с площадки ДНС месторождения «В» с помощью КС откачивается на УКПГ, также расположенную на ЦПС и после соответствующей подготовки направляется потребителю.

Плотность и вязкость нефти измерялись после ДНС, а газонасыщенность до ДНС.

В связи с возросшей обводнённостью продукции месторождений «А» и «В» ДНС перестала справляться с нагрузкой, себестоимость товарной нефти и газа превысила разумные пределы, а качество товарной нефти не поднимается выше 3-ей группы.

Предложите проект реконструкции системы сбора на месторождениях «А» и «В» и проект реконструкции сооружений на ЦПС с целью исправления сложившейся ситуации, если все внутрипромысловые коммуникации выполнены из старых стальных трубопроводов с внутренним диаметром 300 мм., подвергнутых гидравлическому испытанию при 85 атм., а новые коммуникации могут быть изготовлены только из аналогичных, но новых труб. Геодезические отметки ЦПС на 10 м превышают геодезические отметки месторождений. Потери напора (давления) при транспорте попутного газа составляют 5 % от соответствующих потерь при транспорте газонасыщенной нефти.

Новое ситуационное задание № 6

С 3 - В НГДУ «Х.....Нефть» планируется ввести в эксплуатацию новые нефтяные месторождения «А» и «Б» с высоковязкой и высокозастывающей нефтью, расположенные в 100 и 2 км. от ЦПС соответственно. Разрабатывать месторождения предполагается 62 -я и 23 –я механизированными скважинами соответственно с закачкой в продуктивный пласт горячей воды.

Объём добываемой нефти будет поддерживаться на уровне 300 и 50 м³/ч соответственно с устьевым давлением порядка 4 атм. при температуре не более 55⁰С и вязкости целевой продукции до 25 м²/ч при 10⁰С. Добываемая продукция представляет собой водонефтяную эмульсию типа В/Н с содержанием дисперсной фазы от 48 до 50 % мас. с первого дня эксплуатации при концентрации механических примесей с эквивалентным Æ > 200 мкм на уровне 1 % мас. Температура застывания нефти 3⁰С, а газовый фактор не превышает 20 м³/м³ нефти при н.у.; причём, попутный газ на 98 % об. состоит из углеводородов от С₁ до С₄ с теплотой сгорания порядка 10000 ккал/кг. Сероводород и другие агрессивные компоненты в попутном газе отсутствуют.

Месторождения планируется связать с ЦПС, где сооружаются УКПН и УКПГ необходимой мощности, трубопроводами с наружным Æ 426 мм и толщиной стенки 9 мм, способным выдержать давление в 60 атм. Все трубопроводы будут проложены подземно на глубине 2 м со среднегодовой температурой окружающей среды +5⁰С и теплопроводностью грунта 5 Вт/м^{.. 0}С.

Предложите систему сбора для месторождения «А» и «Б» если коэффициент крутизны вискограммы для отсепарированной нефти 0,008 1/⁰С, при её плотности 935 кг/м³; коэффициент объёмного расширения нефти 0,000657 1/ ⁰ С, теплоёмкость нефти 2000 Дж/кг^{.. 0}С, а теплопроводность нефти и стали 12,5 и 50 Вт/м^{. 0}С соответственно. Объём закачиваемой воды не превышает объём добываемой нефти. Потери напора (давления) при транспорте попутного газа составляют 5 % от соответствующих потерь при транспорте разгазированной нефти. Испарение лёгких фракций нефти при максимальном давлении в трубопроводе, идущем на ЦПС, начинается со 105⁰С.

Новое ситуационное задание № 7

С 3 - В НГДУ «Х.....Нефть» в разработке находятся три рядом расположенных месторождения «А», «В» и «С», эксплуатируемые механизированным способом. Продукция, добываемая из пластов девона и содержащая до 8 % воды, в количестве до 1 млн.т./год под собственным давлением поступает на ЦПС где проходит три ступени сепарации и подготовку на УКПН. Отделённая вода после подготовки на УКПВ, также расположенной на ЦПС, откачивается на КНС, находящуюся вблизи месторождений; а затем, после смешения с необходимым количеством пресной воды, используется для целей ППД на всех трёх месторождениях. Попутный газ, согласно заключённого договора, без всякой подготовки направляется на находящийся в непосредственной близости от ЦПС ГПЗ. Подготовленная не ниже второй группы нефть поступает на ГСМН. Всё оборудование на ЦПС, ГПЗ и ГСМН недогружено по производительности до 40 %.

Согласно принятого решения планируется на месторождениях «А», «В» и «С» ввести в эксплуатацию отдельной сеткой скважин продуктивные пласты карбона с целью увеличения объёма добычи на 25 %. На месторождении «А» в течение ближайших 10 лет добычу практически безводной продукции, содержащей до 10 % об.(н.у.) сероводорода планируется осуществлять фонтанным способом без ППД с давлением на устье скважин не менее 40 атм. На месторождении «В» и «С» при аналогичном способе добычи, но с ППД, обводнённость продукции составит не менее 30 % мас. при содержании сероводорода до 15 % об. (н.у.) и давлении на устье скважин до 35 атм.

Предложите реконструкцию системы сбора и подготовки в НГДУ, если расстояние от этих месторождений до ЦПС не превышает 10 км. Транспортировать добываемую продукцию карбона планируется по новому стальному трубопроводу с внутренним диаметром 300 мм, способным выдержать давление в 60 атм. Вязкость нефти в газонасыщенном состоянии ожидается порядка 20 мПа^.×с, плотность около 875 кг/м³, а объём добычи на этих месторождениях примерно одинаков. Газовый фактор достигает 25 м³/м³ (ст.усл.), а пресная вода совместима как с водами девона, так и карбона.

Новое ситуационное задание № 8

С 3 - В НГДУ «Х.....Нефть» в эксплуатации находятся близкорасположенные месторождения «А» и «В», совместно обустроенные по дополнительному варианту унифицированной схемы сбора, включающему УПСВ. Целевая продукция с остаточным содержанием воды не более 1 % об. откачивается на ЦПС для дальнейшей подготовки, отделённая вода закачивается в поглощающие горизонты, а попутный газ после низкотемпературной сепарации с использованием детандера с помощью КС также направляется на ЦПС для дальнейшей подготовки. Отделённый газовый бензин сжигается на факеле.

В ближайшее время в НГДУ планируется ввести в эксплуатацию ещё 2 близко расположенных месторождения «С» и «D», на которых будет добываться высоковязкая высокопарафинистая нефть с температурой застывания порядка 38⁰С. Каждое месторождение решено обустроить по основному варианту унифицированной технологической схемы, связав их с ЦПС отдельными трубопроводами с внутренним диаметром 300 мм, способными выдержать давление до 85 атм.

Продукция месторождения «С» практически безводна и имеет плотность в газонасыщенном состоянии порядка 870 кг/м³ при вязкости около 50 мПа×с. Продукция месторождения «D» представляет собой водонефтяную эмульсию типа В/Н с содержанием воды порядка 60 % об. и имеет вязкость в газонасыщенном состоянии 100 мПа×с при плотности около 920 кг/м³.

Предложите систему сбора для всей вышеперечисленной совокупности месторождений, если их продукция совместима, добываемые объёмы нефти сопоставимы и в сумме достигают 1 млн.т/год, а подогрев нефти с новых месторождений признан экономически нецелесообразным, хотя в необходимости теплоизоляции всех коммуникаций никто не сомневается. Устьевого давления на новых месторождениях без принятия специальных мер для обустройства по выбранной схеме хватит не более, чем на год.

Новое ситуационное задание № 9

С 3 - В НГДУ «Х.....Нефть» в эксплуатации находятся два месторождения «А» и «В». Месторождение «А», на котором 46-ю фонтанными скважинами разрабатываются пласты девона, обустроено по дополнительному варианту унифицированной технологической схемы без применения УПСВ, но с использованием КС и ДНС. Месторождение «В», на котором 54-я механизированными скважинами разрабатываются пласты карбона, обустроено по дополнительному варианту унифицированной технологической схемы, без применения УПСВ, но с использованием ДНС и КС.

Обводнённость продукции на обоих месторождениях не превышает 25 % об., а содержание агрессивных примесей не более 40 мг/л целевой продукции.

Подготовка нефти и газа сосредоточена на ЦПС, отстоящем от месторождений на 100 км, и осуществляется в одну технологическую линию с закачкой сточной воды (без всякой подготовки) в поглощающие скважины. Оба месторождения разрабатываются с ППД, для чего используется пресная артезианская вода. Оборудование на ЦПС не догружено по сырью порядка на 180 т.т./год. Пропускная способность имеющихся сборных коллекторов используется лишь наполовину.

В ближайшие годы в НГДУ планируется ввести в эксплуатацию ещё два месторождения «С» и «D, которые в ближайшие 10 лет планируется разрабатывать фонтанным способом без ППД с объёмом годовой добычи до 150 т.т./год. Обводнённость продукции ожидается на уровне 30 % об., а содержание сероводорода составит величину порядка 2000 мг/л целевой продукции.

Эксплуатационные скважины на месторождениях планируется пробурить кустовым способом по 5 и 6 кустов соответственно (и по 10 скважин в кусте). Плотность нефти ожидается порядка 880 кг/м³, а её вязкость 25 мПа·с. Все коммуникации планируется выполнить из стальных трубопроводов с внутренним Æ 200 мм, способных выдержать давление до 85 атм. Расстояние от новых месторождений до ЦПС - 12 км, а устьевые давления составят на месторождении «С» - 0,2 атм; «D» -25 атм.

Предложите схему обустройства вводимых в строй месторождений и план реконструкции существующей системы сбора и подготовки, если она необходима.

Газовый фактор принять равным 50 м³/м³ (н.у.), все внутри промысловые коммуникации считать горизонтальными, потерями напора на местных сопротивлениях пренебречь, а потери напора (давления) при транспорте попутного газа принять равными 10 % от соответствующих потерь при транспорте газонасыщенной нефти.

Новое ситуационное задание № 10

С 3 - В НГДУ «Х…Нефть» в многолетней эксплуатации находится крупное (объём добычи по газу до 120 млрд м³/год) газо-конденсатное месторождение «А», разрабатываемое многочисленными индивидуальными и кустовыми скважинами на истощение. Давление на устье скважин превышает 120 атм., а содержание жидкости в потоке продукции достигает 10 г/м³ (н.у.), причём, концентрация воды сопоставима с содержанием углеводородного конденсата. Месторождение обустроено по централизованной схеме, причём, ЦГСП находится на территории месторождения, а его оборудование загружено менее чем на половину. Газовая составляющая сдаётся службам магистрального транспорта, углеводородный конденсат сжигается в факелах, вода закачивается в поглощающие скважины.

Решено ввести в строй ещё два газо-конденсатных месторождения «В» и «С». Месторождение «В» хотя и имеет запас пластовой энергии менее 70 атм., но способно в течении 10 ближайших лет при разрабатывании на истощение увеличить суммарный объём добываемой продукции НГДУ примерно на 40 %. Содержание жидкости в потоке практически безводной продукции с данного месторождения ожидается на уровне 120 г/м³ (н.у.), а его расстояние от месторождения «А» достигает 28 км.

Давление на устье скважин удалённого небольшого месторождения «С», разрабатываемого на истощение, в течении ближайших 10 лет ожидается на уровне 10 – 15 атм., при содержании азота в газовой составляющей до 30 % об., а жидкости (практически безводной) до 200 г/м³ (н.у.). Объём добычи планируется на уровне 10 % от показателей месторождения «А».

Предложите схему реконструкции системы сбора и подготовки продукции скважин в НГДУ, если новым потенциальным потребителем будет являться ГХК и НПЗ, находящиеся на значительном расстоянии.

Новое ситуационное задание № 11

С 3 - В НГДУ «Х…нефть» потребителем попутного газа являются службы магистрального транспорта и коммунально-бытовые потребители. На пром. площадку УКПГ, расположенную на ЦПС, попутный газ поступает тремя потоками: газ первой ступени сепарации под давлением 8 атм.; газ второй ступени сепарации под давлением 4 атм. и газ третьей ступени сепарации под давлением 1,5 атм. Объёмный расход попутного газа 50 млн. м³/год; 10 млн.м³/год и 2 млн.м³/год (н.у.) соответственно.

Газ первой ступени сепарации имеет точку росы по воде –25⁰С, а по углеводородам –15⁰С и практически не содержит сероводорода и меркаптановой серы, в то время как его число Воббе колеблется в пределах от 4 до 5 МДж/м³ (ст.усл.) при объёмной доле кислорода в нём 0,5 %.

Газ второй ступени сепарации имеет точку росы по воде –22⁰С, а по углеводородам –12⁰С и содержит сероводород и меркаптановую серу в количествах 0,002 и 0,005 г/м³ соответственно (ст.усл.), в то время как его число Воббе колеблется в пределах от 35 до 45 МДж/м³ (ст.усл.) при объёмной доле кислорода в нём 0,5 %.

Газ третьей ступени сепарации имеет точку росы по воде –20⁰С, а по углеводородам –10⁰С и содержит сероводород и меркаптановую серу в количествах 0,01 и 0,02 г/м³ соответственно (ст.усл.), в то время как его число Воббе колеблется в пределах от 25 до 35 МДж/м³ (ст.усл.) при объёмной доле кислорода в нём 0,4 %.

Предложите технологическую схему УКПГ, обеспечивающую максимальный выход газа для коммунально-бытовых потребителей при минимальных затратах, если магистральный газопровод проложен в холодном климатическом районе, масса механических примесей оговорена в соглашениях с промыслами, а температура закачки газа в трубопровод устанавливается его проектом.

Новое ситуационное задание № 12

С 3 - В НГДУ «Х…нефть» потребителем попутного газа являются службы магистрального транспорта. На пром.площадку УКПГ, расположенную на ЦПС, попутный газ поступает четырьмя потоками: газ первой ступени сепарации под давлением 8 атм.; газ второй ступени сепарации под давлением 4 атм., газ третьей ступени сепарации под давлением 1,5 атм. и газ с соседнего НГДУ. Объёмный расход попутного газа 50 млн. м³/год; 10 млн.м³/год, 2 млн.м³/год (н.у.) и 32 млн.м³/год (н.у.) соответственно.

Газ первой ступени сепарации имеет точку росы по воде –25⁰С, а по углеводородам –15⁰С и практически не содержит сероводорода и меркаптановой серы, в то время как его низшая теплота сгорания (ст.усл.) существенно превышает 35 МДж/м³ при объёмной доле кислорода в нём 0,5 %.

Газ второй ступени сепарации имеет точку росы по воде –22⁰С, а по углеводородам –12⁰С и содержит сероводород и меркаптановую серу в количествах 0,002 и 0,005 г/м³ соответственно (ст.усл.), в то время как его низшая теплота сгорания (ст.усл.) не опускается ниже 33 МДж/м³ при объёмной доле кислорода в нём 0,5 %.

Газ третьей ступени сепарации имеет точку росы по воде –20⁰С, а по углеводородам –10⁰С и содержит сероводород и меркаптановую серу в количествах 0,01 и 0,02 г/м³ соответственно (ст.усл.), в то время как его низшая теплота сгорания (ст.усл.) не опускается ниже 32,5 МДж/м³ при объёмной доле кислорода в нём 0,4 %.

Газ с соседнего НГДУ имеет точку росы по воде –20⁰С, а по углеводородам –10⁰С и содержит сероводород и меркаптановую серу в количествах 2,5 и 0,5 г/м³ соответственно (ст.усл.), в то время как его низшая теплота сгорания (ст.усл.) не опускается ниже 32,5 МДж/м³ при объёмной доле кислорода в нём 0,4 %.

Предложите технологическую схему УКПГ, если магистральный газопровод проложен в холодном климатическом районе, масса механических примесей оговорена в соглашениях с промыслами, а температура закачки газа в трубопровод устанавливается его проектом.

Дата добавления: 2015-06-26