Перед установкой кессона удаляется грунт с аварийного участка и вокруг него разрабатывается котлован необходимых размеров.
С трубопровода удаляется футеровка и изоляция на длине, равной длине кессона плюс 500 мм с каждой стороны.
Для монтажа кессона гидромониторами разрабатывается грунт, обе половины кессона и шахта установливаются на трубе и герметизируются. Воду из кессона откачивают погружным насосом, затем монтируют дренажный насос и системы жизнеобеспечения.
Выбор метода ремонта зависит от характера повреждения и выполняется способами, применяемыми для ремонта подземных трубопроводов. Работы по устранению дефекта ничем не отличаются от подобной наземной операции.
Через шахту (обычно изготовленную из трубы диаметром 1000 мм) в камеру подаются части ремонтной муфты. После
Рис.3. Схема расположения глубинного кессона при ремонте дефекта на подводном переходе магистрального нефтепровода в зимних условиях:
1 - система жизнеобеспечения; 2 - лед; 3 - шахта; 4 - камера; 5, 8 - балла-стировочная площадка (засыпается грунтом); 6 - уплотнительная обойма; 7 - ремонтная муфта
установки муфты проводится контроль сварных швов. В качестве защитного слоя используются материалы на основе армированных изоляционных материалов. Изоляционное покрытие обычно наносится в кессоне, что позволяет проконтролировать его качество.
Вопросы для самоконтроля
1. Способы ремонта подводных переходов
2. Оборудование и механизмы для выполнения ремонтных работ с использованием кессона
Тема 3.7. Техническое обслуживание и ремонт линейной арматуры
Студент должен:
знать: неисправности линейной арматуры и способы их устранения;
уметь: ликвидировать неисправности линейной арматуры и производить ее ремонт.
Основные неисправности линейной арматуры, причины их возникновения. Техническое обслуживание и ремонт линейной арматуры.
Методические указания
Техническое обслуживание запорной арматуры проводится не менее 1 раза в месяц и включает: внешний осмотр запорной арматуры для выявления утечек нефти, утечек масла через неплотности редуктора, нарушений герметичности кабеля и электродвигателя;
проверку наличия смазки в редукторе и ванне конечных выключателей, отсутствия мелких неисправностей и поломок, наличия колпаков для защиты штока задвижки от пыли, грязи, осадков, наличия четко обозначенных знаков и надписей, указателей положения (штока);
устранение всех выявленных при внешнем осмотре недостатков;
устранение при необходимости с наружных поверхностей задвижек, обратных клапанов, с площадок самообслуживания грязи, ржавчины, льда, воды, подтеков масла.
Подтяжка сальников проводится по необходимости, но не реже 2 раз в год.
Протяжка всех фланцевых соединений проводится не реже 2 раз в год при подготовке к работе в осенне-зимний и весенне-летний сезоны.
Вопросы для самоконтроля
1. Виды работ, выполняемых при техническом обслуживании запорной арматуры
2. Периодичность проведения технического обслуживания запорной арматуры
Раздел 4. ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ II РЕМОНТ ХРАНИЛИЩ ГАЗА И НЕФТИ
Тема 4.1. Техническое обслуживание и ремонт резервуаров
Студент должен:
. знать: причины выхода из строя резервуаров и методы их ремонта;
уметь: производить расчеты протекторной зашиты днища резервуара и средств пожаротушения.
Организация технического обслуживания и ремонта резервуаров. Причины нарушения прочности резервуаров. Подготовка резервуаров к ремонту, вывод из эксплуатации, проветривание, пропарка, снятие пробы воздуха, очистка от парафина и механических осадков.
Методы ремонта основания, днища, корпуса и крыши резервуара.
Контроль качества ремонтных работ.
Методические указания
Осмотр и техническое обслуживание резервуаров должны проводиться в соответствии с картами технического обслуживания.
При осмотре РВС необходимо обратить внимание на следующее: утечки нефти; образование трещин по сварным швам и основному металлу; появление хлопунов и вмятин; неравномерную осадку резервуара.
В резервуарах со стационарной крышей (без понтона) необходимо контролировать избыточное давление, его соответствие установленному.
Визуальный осмотр поверхности понтона требуется проводить в верхнем его положении через световой люк. При осмотре необходимо проверить наличие или отсутствие отпотин или нефти на ковре понтона и в открытых коробах, состояние затвора.
Плавающую крышу следует осматривать с верхней кольцевой площадки. При осмотре необходимо проверить положение плавающей крыши, ее горизонтальность, отсутствие нефти в центральной части плавающей крыши, зимой — наличие снега на плавающей крыше, состояние защитных щитков кольцевого уплотняющего затвора, положение задвижки системы водоспуска.
При техническом обслуживании резервуара с плавающей крышей следует проверить состояние катучей лестницы, погружение плавающей крыши, отсутствие нефти в коробах и в отсеках между ними, техническое состояние затвора и его элементов, ливнеприемника.
На железобетонных резервуарах (ЖБР) с водонаполненным покрытием в условиях положительной температуры уровень водяного экрана должен постоянно поддерживаться на проектной отметке. На ЖБР с земляной насыпью на кровле поверхность должна быть спланирована.
При появлении нефти в дренажном и шахтном колодцах, камере управления, а также при выходе ее на поверхность обсыпки резервуара или территорию резервуарного парка резервуар должен быть опорожнен для выявления и устранения имеющихся неисправностей.
Текущий ремонт проводится в плановом порядке без очистки резервуара по заранее разработанному графику.
При текущем ремонте РВС выполняются следующие работы:
ремонт кровли; верхних поясов стенки; ремонт сифонных кранов;
набивка сальников задвижек; ремонт отмостки; ремонт заземления;
ремонт прочего оборудования, расположенного с внешней стороны резервуара, который может быть выполнен без вывода резервуара из эксплуатации.
При текущем ремонте ЖБР выполняются следующие виды работ: ремонт кровли резервуара, а также защита бетона путем пропитки его или покраски различными составами; набивка сальников задвижек; ремонт заземления; замена кассет на огневых предохранителях.
Вопросы для самоконтроля
1. Организация технического обслуживания резервуаров
2. Техническое обслуживание ж/б резервуаров
3. Техническое обслуживание резервуаров с плавающей крышей
4. Текущий ремонт резервуаров
Тема 4.2. Техническое обслуживание и ремонт трубопроводов перекачивающих станций и нефтебаз
Студент должен:
знать: дефекты трубопроводов и оборудования;
уметь: определять характер дефекта и выбирать способ его ликвидации.
Организация технического обслуживания и ремонта трубопроводов перекачивающих станций и нефтебаз Дефекты трубопроводов ПС и нефтебаз и их оборудования, обнаружение дефектов и способы их устранения.
Методические указания
В период эксплуатации трубопроводов следует осуществлять постоянный контроль за состоянием трубопроводов и их элементов (сварных швов, фланцевых соединений, арматуры), антикоррозионной защиты и изоляции, дренажных устройств, компенсаторов, опорных конструкций и т. д. с записями результатов в эксплуатационном журнале.
При периодическом контроле следует проверять:
техническое состояние трубопроводов наружным осмотром и, при необходимости, неразрушающим контролем в местах повышенного коррозионного и эрозионного износа, нагруженных сечений и т. п.;
устранение замечаний по предыдущему обследованию и выполнение мер по безопасной эксплуатации трубопроводов;
полноту и порядок ведения технической документации по обслуживанию, эксплуатации и ремонту трубопроводов.
Трубопроводы, подверженные вибрации, а также фундаменты под опорами и эстакадами для этих трубопроводов в период эксплуатации должны тщательно осматриваться с применением приборного контроля за амплитудой и частотой вибрации. Максимально допустимая амплитуда вибрации технологических трубопроводов составляет 0,2 мм при частоте вибрации не более 40 Гц.
Наружный осмотр трубопроводов, проложенных открытым способом, при периодических обследованиях допускается производить без снятия изоляции.
Наружный осмотр трубопроводов, уложенных в непроходимых каналах или в земле, производится путем вскрытия отдельных участков длиной не менее 2 м. Число участков устанавливается в зависимости от условий эксплуатации.
Основным методом контроля за надежной и безопасной эксплуатацией технологических трубопроводов является периодическая ревизия, которая проводится в установленном порядке.
Результаты ревизии служат основанием для оценки состояния трубопровода и возможности его дальнейшей эксплуатации.
Для трубопроводов высокого давления [свыше 10 МПа (100 кгс/см2)] предусматриваются следующие виды ревизии: выборочная, генеральная выборочная и полная. Сроки выборочной ревизии устанавливаются в зависимости от условий эксплуатации, но не реже одного раза в 4 года.
Первую выборочную ревизию трубопроводов, транспортирующих неагрессивные или малоагрессивные среды, следует производить не позднее чем, через 2 года после ввода трубопровода в эксплуатацию.
При проведении ревизии внимание следует уделять участкам, работающим в особо сложных условиях, где наиболее вероятен максимальный износ трубопровода вследствие коррозии, эрозии, вибрации и других причин. К таким относятся участки, где изменяется направление потока (колена, тройники, врезки, дренажные устройства, а также участки трубопроводов перед арматурой и после нее) и где возможно скопление влаги, веществ, вызывающих коррозию (тупиковые и временно неработающие участки).
При ревизии трубопроводов с давлением до 10 МПа (100 кгс/см2) следует:
а) провести наружный осмотр трубопровода;
б) измерить толщину стенки трубопровода приборами неразрушающего контроля, а в необходимых случаях - сквозной засверловкой с последующей заваркой отверстия.
Количество участков для проведения толщинометрии и число точек замера для каждого участка определяется в соответствии с документацией и в зависимости от конкретных условий эксплуатации.
Толщину стенок измеряют на участках, работающих в наиболее сложных условиях (коленах, тройниках, врезках, местах сужения трубопровода, перед арматурой и после нее, местах скопления влаги и продуктов, вызывающих коррозию, застойных зонах, дренажах), а также на прямых участках трубопроводов.
При этом на прямых участках внутриустановочных трубопроводов длиной до 20 м и межцеховых трубопроводов длиной до 100 м следует выполнять замер толщины стенок не менее, чем в трех местах.
Во всех случаях контроль толщины стенки в каждом месте следует производить в 3 - 4 точках по периметру, а на отводах - не менее чем в 4 - 6 точках по выпуклой и вогнутой частям.
Во время осмотра проверяют наличие коррозии, трещин, уменьшения толщины стенки труб и деталей трубопроводов;
При необходимости проводится радиографический или ультразвуковой контроль сварных стыков и металлографические и механические испытания;
Проверка механических свойств металла труб, работающих при высоких температурах и в водородсодержащих средах, проводится в случаях, предусмотренных проектом. Механические свойства металла следует проверять также и в случаях, если коррозионное действие среды может вызвать их изменение.
При неудовлетворительных результатах ревизии следует определить границу дефектного участка трубопровода (осмотреть внутреннюю поверхность, измерить толщину и т. п.) и выполнить более частые замеры толщины стенки всего трубопровода.
При полной ревизии разбирается весь трубопровод полностью, проверяется состояние узлов труб и деталей, а также арматуры, установленной на трубопроводе.
Все трубопроводы и их участки, подвергавшиеся в процессе ревизии разборке, резке и сварке, после сборки подлежат испытанию на прочность и плотность.
После истечения проектного срока службы независимо от технического состояния трубопровод должен быть подвергнут комплексному обследованию (экспертизе промышленной безопасности) с целью установления возможности и сроков дальнейшей эксплуатации.
Во время эксплуатации следует принять необходимые меры по организации постоянного и тщательного контроля за исправностью арматуры, а также за своевременным проведением ревизии и ремонта.
Ревизию и ремонт трубопроводной арматуры, в том числе и обратных клапанов, а также приводных устройств арматуры (электро-, пневмо-, гидропривод, механический привод), как правило, производят в период ревизии трубопровода.
При ревизии арматуры, в том числе обратных клапанов, должны быть выполнены следующие работы:
а) внешний осмотр;
б) разборка и осмотр состояния отдельных деталей;
в) осмотр внутренней поверхности и при необходимости контроль неразрушающими методами;
г) притирка уплотнительных поверхностей (при необходимости);
д) сборка, опробывание и опрессовка на прочность и плотность.
Вопросы для самоконтроля
1. Организация технического обслуживания и ремонта трубопроводов перекачивающих станций и нефтебаз
2. Порядок проведения периодической ревизии технологических трубопроводов
3. Порядок проведения полной ревизии технологических трубопроводов
Тема 4.3. Техническое обслуживание и ремонт оборудования станций подземного хранения газа, АГНКС, БСТ, ГРС, ГРП
Студент д о л ж е н:
знать: систему технического обслуживания и ремонта оборудования СПХГ;
уметь: определять вид ремонтных работ для любого оборудования СПХГ.
Система технического обслуживания и ремонта для СПХГ. Характерные виды работ для различных цехов и установок: установок подготовки газа, компрессорного цеха и др.
Перспективная техника и технология на СПХГ, БСГ, АГНКС, АГЗС, ГРС и ГРП.
Методические указания
Компрессорная станция. В газовых хранилищах с высоким давлением, если оно больше, чем давление в газопроводе, сжатие газа необходимо во время его нагнетания в хранилище в летнее время.
Потребность в компримировании колеблется более интенсивно в зимнее время, так как изменения мпературы вызывают значительные колебания в потреблении газа из хранилища. Для большинства хранилищ необходимо сооружать компрессорную станцию с производительностью, учитывающей максимальный отбор и нагнетание газа.
Летом нагрузка хранилища более устойчива и обычно ниже средней и максимальной загрузки в зимнее время. Это положение неприменимо к хранилищам с высоким давлением, где требуются очень небольшие нагрузки на компримирование, или оно совершенно не требуется.
Вследствие всего этого компрессорная станция хранилища должна иметь широкие пределы производительности и давления при сжатии. Поэтому расчет и выбор компрессоров необходимо делать с большой тщательностью.
Обычно желательно иметь компрессорные установки с двумя различными мощностями, например 1000 и 2000 л. с.
Осушка газа. В большинстве случаев требуется осушка газа, отбираемого из хранилища. Даже если в хранилище нагнетается сухой газ, он отбирается из пласта насыщенным влагой. Иногда устанавливают дегидраторы у устья скважины, хотя экономичнее осушать газ в одном центральном пункте на выходе из газосборной сети.
Существуют два способа осушки газа: жидким поглотителем (ди - или триэтиленгликоль); твердым поглотителем (хлористый кальций, боксит). Твердый поглотитель влаги дает лучшие результаты, но первоначальная стоимость установки с твердым поглотителем почти на 50% выше стоимости гликолевой установки.
Масло, попадающее из компрессора, засоряет твердый поглотитель и делает его неэффективным. Поэтому необходимо тщательно очистить газ от масла до поступления его на осушку. Осушка газа до сжатия требует применения емкостей большего объема, но более низкого давления.
Если предусмотрено центральное замерное устройство на входе и выходе газа из хранилища, то осушку газа лучше проводить до счетчиков. Таким образом, как при закачке, так и при отборе сухой газ будет замерен и не будет необходимости в поправках на содержание воды в газе, отбираемом из хранилища.
Во многих случаях гликолевую установку целесообразно установить перед компрессией, в особенности если высока степень сжатия.
Для обеспечения нормальной работы ГРС должна периодически подвергаться профилактическим осмотрам с целью своевременного выявления повреждений.
Периодичность и содержание работ по техническому обслуживанию и ремонту оборудования устанавливается положением по технической эксплуатации ГРС. Для оборудования и систем ГРС устанавливаются следующие виды обслуживания и ремонта:
1) периодическое техническое обслуживание - комплекс операций по поддержанию работоспособности оборудования через установленные в эксплуатационной документации интервалы времени;
2) текущий ремонт - вид ремонта, при котором
обеспечивается нормальная эксплуатация оборудования до
очередного планового ремонта. Во время текущего ремонта
устранение неисправности и восстановление работоспособности
оборудования осуществляется путем замены или восстановления
отдельных деталей, сборочных единиц и узлов.
3) капитальный ремонт. Он проводится в зависимости от
технического состояния ГРС и связан с заменой основных узлов и
деталей, в том числе и оборудования.
При ремонте запорных кранов на линиях редуцирования и другого оборудования подача газа потребителям производится по обводной линии.
Для проведения профилактических и ремонтных работ один раз в год осуществляется остановка ГРС. Ремонтные работы, связанные с отключением ГРС, должны проводиться в период наименее интенсивного отбора газа и должны быть согласованы потребителем. В случае возникновения предаварийных и аварийных ситуаций ГРС останавливается немедленно с обязательным последующим уведомлением потребителя.
В ГРС индивидуального проектирования и БК ГРС с постоянным присутствием обслуживающего персонала осмотр оборудования, арматуры и механизмов проводится ежедневно, а в АГРС, где отсутствует постоянный обслуживающий персонал, осмотр производится еженедельно. При проведении регламентных работ на ГРС рекомендуется:
1) проверить арматуру газа на выходе подогревателя;
2) проверить величину выходного давления по показаниям манометров;
3) продуть фильтры;
4) проверить работоспособность системы защитной автоматики;
5) в случае необходимости наполнить рабочую емкость одоризатора одорантом из подземной емкости;
6) очистить оборудование, арматуру и механизмы от пыли.
В зависимости от времени года, температуры окружающего
воздуха, температуры протекающего газа, его точки росы и расхода практически установить необходимость подогрева и количества работающих горелок. При этом необходимо избегать нагрева газа до температуры, вызывающей частое срабатывание терморегулятора.
Необходимость пополнения рабочей емкости одорантом следует определить по указателю уровня. Наполнение рабочей емкости одорантом производится из резервной подземной емкости путем создания в ней избыточного давления согласно инструкции.
Независимо от результатов профилактических осмотров, не реже одного раза в год, производить проверку точности работы, полную ревизию запорной, регулирующей, защитной арматуры и фильтров. При этом арматура и фильтры должны быть разобраны, а их детали тщательно очищены и промыты уайт-спиритом. Затворы арматуры необходимо тщательно осмотреть. При необходимости заменить седла, затворы и резиновые уплотнительные кольца. Произвести полную замену сальниковых набивок, смазки и уплотняющих прокладок. После сборки арматуры провести проверку её ходовой части на плавность и легкость перемещений. После сборки арматуры и коммуникаций на участках, работающих под давлением, проверить герметичность стыков и соединений. Обнаруженные дефекты необходимо устранить.
Вопросы для самоконтроля
1. Система технического обслуживания и ремонта для СПХГ
2. Способы осушки газа
3. Виды ремонта оборудования ГРС
Тема 5.1. Охрана окружающей среды при эксплуатации и ремонте магистральных газонефтепроводов, хранилищ газа и нефти
Студент д о л ж е н:
з н а т ь: источники загрязнения окружающей среды при эксплуатации и ремонте магистралей;
у м е т ь: разрабатывать мероприятия по защите окружающей среды от загрязнения.
Влияние нефти, нефтепродуктов и их компонентов на человека, животный и растительный мир. Предельно допустимые концентрации токсических веществ и углеводородов в атмосфере, водоемах со стоячей и проточной водой, в почве земли.
Мероприятия по защите окружающей среды при эксплуатации и ремонте магистральных газонефтепроводов, хранилищ газа и нефти. Закон Российской Федерации об охране окружающей среды.
Методические указания
Основные источники загрязнения приземного слоя атмосферы при трубопроводном транспорте газа – аварийные выбросы газа при отказах линейной части магистральных газопроводов и выбросы при проведении технологических операций (пуск и остановка ГПА, продувка пылеуловителей и т. д.), а также продукты сгорания ГПА. Отказы газопроводов вызываются использованием некондиционных исходных материалов (арматура, сварочная проволока и т. п.), нарушением технологии строительно-монтажных работ, ремонта и эксплуатации, коррозией и т. д.
Самопроизвольное возгорание газа при повреждении линейной части является, хотя редким и временным, но мощным источником загрязнения атмосферы.
На компрессорных станциях (КС) магистральных газопроводов (МГ) основным источником загрязнения являются газоперекачивающие агрегаты (ГПА), в выхлопных газах которых содержится окислы азота и углерода. Так один агрегат типа ГТК-10-4 за год выбрасывает свыше 750 тонн вредных веществ. Через свечи турбодетандеров, нагнетателей, газосепараторов и АВО газа выбрасывается природный газ общей массой около 200-250 тонн в год на один цех. Об относительной вредности отдельных компонентов выбросов можно судить по такому примеру: если принять за единицу норматив платы за выброс 1 т окиси углерода, то плата за выброс 1 т окиси азота составит 53,3 единицы, двуокиси азота – 83,3 единицы, углеводородов – 11 единиц.
Экологическая опасность предприятий трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов заключается в некоторых свойствах перекачиваемого продукта. Нефть и нефтепродукты легко воспламеняются; имеют низкую температуру вспышки; углеводородные газы взрывоопасны и токсичны; тяжелее воздуха в 3¸4 раза и способны скапливаться в пониженных местах (котлованах, колодцах, приямках, оврагах и т. п.) и продолжительное время удерживаться там. При попадании в водный объект нефти и нефтепродуктов погибает часть фауны в зоне распространения нефтяного пятна, загрязняются его берега. Тяжесть последствий от аварии трубопровода определяется соотношением между размерами водоема и количеством попавшей в него нефти. Последствия такого воздействия могут ощущаться длительное время.
Источниками загрязнения на НПС могут быть: выбросы при авариях; резервуарные парки и отдельные резервуары при испарении нефти и выбросы паров через дыхательные клапаны; открытые ёмкости с нефтью, например, нефтеловушки; разлитая нефть; помещения насосных цехов при разгерметизации насосов и других неисправностях; задвижки, колодцы и т. д.; пожары и возгорания при ликвидации разливов нефти.
Отрицательное воздействие загрязнителей воздуха обуславливается их токсическими и раздражительными свойствами. Ввиду этого к наиболее опасным загрязнителям атмосферы относят окись углерода и сернистый ангидрид, образующиеся в результате сгорания природного газа, нефти и нефтепродуктов, а также сжиженные газы – аммиак, метан, этилен, этан, пропан, бутан и др. Последние являются менее распространенными, однако намечающаяся тенденция к увеличению транспорта этих продуктов позволяет рассматривать их в качестве основных загрязнителей воздуха наряду с окисью углерода и сернистым ангидридом.
Смесь углеводородных газов с воздухом при определенных концентрациях примесей пожаро- и взрывоопасна.
Для предупреждения неблагоприятных последствий загрязнения воздуха содержание вредных веществ в атмосфере регламентируется соответствующими нормативными документами. Допустимой считается концентрация вредного вещества, которая не оказывает прямого или косвенного вредного и неприятного действия на организм человека, не снижает его работоспособности, не ухудшает самочувствия. Недопустимыми являются такие концентрации вредных веществ, которые оказывают влияние на растительность, климат местности, прозрачность атмосферы, условия жизни населения.
Предельно допустимой концентрацией (ПДК) вредного вещества называется такое содержание его в воздухе, которое при ежедневном воздействии в течение неограниченного времени не может вызвать у человека каких-либо патологических изменений или заболеваний.
Рациональное использование почв – одна из важнейших проблем современности. Почвенно-растительный комплекс подвергается таким воздействиям как механическое и тепловое разрушение рельефа. Источниками загрязнения являются технические средства, технология строительства и эксплуатация трубопровода; утечки нефти и нефтепродуктов. Последствия – активизация криогенных процессов; развитие эрозии, оползней, оврагов, изменение рельефа; заболачивание территории; снижение биологической продуктивности почвенного растительного комплекса; уничтожение культурных посевов; развитие безлесных ландшафтов.
Загрязнение нефтью приводит к значительным изменениям физико-химических свойств почв. Снижается водонепроницаемость почвы. За счет углерода нефти в загрязненных почвах резко возрастает соотношение между углеродом и азотом, что приводит к ухудшению азотного режима почв и нарушению корневого режима растений.
В зимний период распространение нефтяных загрязнений существенно замедляется из-за повышения вязкости нефтяных веществ, формирования снежного покрова и промерзания почвы. Однако, при этом нельзя не учитывать метаморфоз снежного покрова, возможности оттепелей и различия в водонепроницаемости мерзлой почвы. В период снеготаяния на впитывание талой воды в почву значительное влияние оказывает влажность почвы перед переходом температуры воздуха через 0°С, содержание жидкой влаги (незамерзающей при отрицательных температурах), глубина промерзания почвы.
Скорость загрязнения определяется проницаемостью грунта, его составом и положением зеркала грунтовых вод и временем. При высокой проницаемости боковая фильтрация происходит лишь вблизи зеркала грунтовых вод. В менее проницаемой среде боковая фильтрация значительна и у дневной поверхности.
Границы и глубины проникновения нефти и нефтепродуктов в грунт устанавливают с помощью шурфов, закладываемых вблизи источника утечки по контуру поверхностного ареала загрязнения. Для оценки степени загрязнения используют коэффициент нефтенасыщенности извлечённых керноотборником пород.
Вопросы для самоконтроля
1. Основные источники загрязнения приземного слоя атмосферы при трубопроводном транспорте газа
2. Источниками загрязнения на НПС
3. Предельно допустимая концентрация (ПДК) вредных веществ
4. 4. ПРИМЕРНЫЙ ПЕРЕЧЕНЬ ПРАКТИЧЕСКИХ ЗАНЯТИЙ
Номер темы | Номер и наименование занятия | Количество Аудиторных часов |
1.3 | №1. Расчет количества реагентов для ликвидации гидратов в газопроводе | 2 |
1.4 | №2. Изучение протекторной защиты. Расчет протекторной защиты объекта линейной части магистрального нефтепровода №3. Изучение дренажной защиты по плакатам, чертежам №4. Изучение оборудования установок катодной защиты (УКЗ). Расчет катодной защиты трубопровода | 6 |
2.1 | №5 Расчет дыхательной и предохранительной арматуры №6 Расчет потерь от испарения из резервуаров | 4 |
3.1 | №7. Расчет продолжительности ремонтного цикла, межремонтного и межосмотрового периодов. Расчет продолжительности простоя в ремонте | 2 |
3.2 | №8. Расчет объема земляных работ, потребного количества изоляционных материалов | 2 |
4.1 | №9.Расчет протекторной защиты днища резервуара №10.Расчет средств пожаротушения резервуаров | 4 |
Итого | 20 |
Примерные экзаменационные вопросы
1.Что такое комплексное опробование, когда оно проводится, с какой целью
2.Условия образования гидратов
3.В какие сроки назначается рабочая комиссия, задачи комиссии
4.В чем сущность катодной защиты трубопроводов
5.Методы борьбы с гидратами
6. Методы уменьшения зоны смешения различных нефтепродуктов
7. В какой последовательности предпочительно перекачивать жидкости с различной вязкостью
8. До какой температуры допускается остывание нефтепровода по горячему трубопроводу
9. Какая документация должна быть предоставлена обслуживающему персоналу перед пуском объекта в эксплуатацию
10. Назначение и принцип устройства КИК
11. Границы охранной зоны
12. Как выполняется катодная защита параллельных трубопроводов
13. Что такое исполнительная документация, кто ее составляет
14. В чем отличие проектно-сметной документации от проекта производства работ
15. Почему необходима регулировка производительности при последовательной перекачке нефтепродуктов
16. Порядок производства работ в охранной зоне трубопроводов
17. Способы улавливания конденсата, устройство конденсатосборников
18. Состав исполнительной документации
19. Где находится зона наиболее вероятного скопления гидратов. Почему?
20. Методы патрулирования трассы трубопроводов, периодичность
21.Какие работы проводятся при ТО линейных задвижек
22. Какие службы входят в состав ЛЭС
23. В каких случаях применяется последовательная перекачка
24. Методы уменьшения зоны смешения различных нефтепродуктов
25. Кто принимает объект в эксплуатацию
26. Каким образом определяются участки со слабой изоляцией
27. В какой части магистрального трубопровода остывание нефти происходит с максимальной скоростью
28. Кто предъявляет исполнительную документацию рабочей комиссии
29. Основные задачи ЛЭС
30. Какая величина защитного потенциала
31. При каком методе перекачки (резервуарный) потери нефти будут наибольшими
32. Как изменяются основные характеристики насоса и нефтепровода при перекачке вязких нефтепродуктов
33. Каким образом определяются участки со слабой изоляцией
34. Системы перекачки нефти (через резервуар, с подключенным резервуаром и др)
35. Метод работы из насоса в насос, где он применяется
36.Методы защиты трубопроводов от коррозии
37.Функции ЛЭС
38.Состав ЛЭС
39.Правила технической эксплуатации нефтепроводов. Назначение и состав
40. Правила технической эксплуатации газопроводов. Назначение и состав
41.Гидраты, их сущность.
42.Обнаружение гидратообразования в магистральных газопроводах
43.Способы борьбы с гидратообразованием
44.Последовательная перекачка нефтепродуктов, область применения
45.Протекторная защита, область применения.
46.Дренажная защита, область применения
47.Эксплуатация подводных переходов.
48.Обследование подводной части подводных переходов
49.Обследование технического состояния переходов через авто и железные дороги.
50. Правила технической эксплуатации трубопроводов в условиях болот
51. Правила технической эксплуатации трубопроводов в условиях вечной мерзлоты
52.Задачи технической диагностики трубопроводов
53.Организация проведения технической диагностики трубопроводов
54 Периодичность проведения технической диагностики трубопроводов
55.Определение технического состояния по результатам измерений потенциала и шурфовки трубопроводов
56.Акустико-эмиссионная диагностика трубопроводов, область применения
57.Требования к запорной арматуре.
58.Подбор линейной арматуры к трубопроводу.
59.Проверка герметичности запорной арматуры на действующих нефтепроводах
60.Техническое обслуживание запорной арматуры
61.Возможные повреждения линейной части нефтепроводов
62.Задачи аварийно-восстановительной службы на трубопроводах
63. Оснащенность аварийно-восстановительной службы на трубопроводах
64.Планы ликвидации возможных аварий, их состав и назначение.
65.Графики технического обслуживания оборудования и объектов трубопроводов
66.Организация эксплуатации оборудования резервуаров
67. Контроль за осадкой резервуаров
68. Подготовка резервуаров к работе в зимний период
69. Эксплуатация резервуаров с плавающей крышей
70. Методика составления графиков технического обслуживания оборудования
71. Способы ремонта дефектов на линейной части трубопроводов
72. Методы откачки нефти из трубопроводов
73. Контроль за состоянием газовой среды в нефтепроводе при врезке катушки
74. Методы герметизации трубопроводов при производстве огневых работ
75. Правила проведения огневых работ на действующих нефтепроводах без остановки перекачки
76. Подготовка резервуаров к работе в зимний период
77. Ремонтные конструкции. Область применения
78. Методика проведения огневых работ по вырезке катушки на газопроводах
79. Виды кап. ремонта трубопроводов
ЗАДАНИЕ ДЛЯ КОНТРОЛЬНОЙ РАБОТЫ
Общие указания
Контрольная работа является одним из источников проверки знаний студентов заочников, которые самостоятельно изучают материал.
К выполнению контрольной работы приступают после изучения теоретического материала.
По дисциплине «Эксплуатация и ремонт магистральных газонефтепроводов, хранилищ газа и нефти » предусмотрено выполнение одной контрольной работы. Студентам предлагается дать ответ на 3 теоретических вопроса.
Контрольная работа выполняется в отдельной тетради (рукописном, печатном или компьютерном вариантах). На обложке контрольной работы указывается название дисциплины, фамилия, имя, отчество, шифр, адрес студента и номер группы.
Контрольная работа предоставляется в техникум в установленный срок.
При выполнении контрольной работы должны быть выполнены следующие требования:
Работа выполняется чернилами или пастой. Писать нужно четким почерком, без грамматических ошибок. Между строчками должны быть достаточные интервалы, четко выделены абзацы, а на страницах оставлены поля шириной 30 мм для замечаний преподавателя. Разрешается выполнять контрольную работу в компьютерном варианте.
В тетрадь переписывается условие задачи. Решение необходимо сопровождать подробными пояснениями. Если при решении задачи вводятся справочные данные, необходимо обосновывать их выбор и делать ссылку на литературу. При решении задач необходимо следить за единицами измерения величин.
§ Необходимо соблюдать единую терминологию и обозначения в соответствии с действующими ГОСТами.
§ В конце контрольной работы дается перечень используемой литературы.
§ Для рецензии контрольной работы преподавателем оставляется 2 – 3 чистых листа.
§ Получив прорецензированную контрольную работу, студент должен сделать работу над ошибками.
§ Если работа выполнена неудовлетворительно («не зачтено»), то студент выполняет ее вторично (тот же вариант или новый по указанию преподавателя). Замечания преподавателя стирать нельзя.
§ Если студент выполнил не свой вариант, то работа возвращается без проверки.
§ Контрольная работа предъявляется при сдаче экзамена
§ Рекомендуется 30-вариантная система. Номер варианта определяется по номеру шифра.
ВОПРОСЫ КОНТРОЛЬНОЙ РАБОТЫ
Вариант №1
1. Приемка в эксплуатацию линейных сооружений магистральных нефтепроводов
2. Техническое обслуживание резервуаров
3. Закрепление газопроводов на болотах
Вариант №2
1. Системы автоматического регулирования режимами перекачки
2. Техническое обслуживание и эксплуатация подводных переходов
3. Виды и классификация отказов линейной части газопроводов
Вариант №3
1. Методы обнаружения утечек нефти из трубопровода
2. Средства предотвращения образования и размыва осадка
3. Подготовка природного газа к дальнему транспорту
Вариант №4
1. Эксплуатационная надежность нефтепроводов
2. Ликвидация аварий на подводных переходах
3. Источники загрязнения приземного слоя атмосферы
Вариант №5
1. Виды и классификация дефектов трубопроводов
2. Утечки нефти из трубопровода и причины их возникновения
3. Средства технической диагностики состояния стенки газопроводов
Вариант №6
1. Эксплуатация подводных переходов нефтепроводов
2. Основные причины появления дефектов резервуаров
3. Правовые вопросы охраны окружающей среды
Вариант №7
1. Методы контроля дефектов трубопроводов
2. Аварийно-восстановительные работы на магистральных нефтепроводах
3. Средства технической диагностики состояния стенки газопроводов
Вариант №8
1. Техническое обслуживание линейной части магистральных нефтепроводов
2. Проведение обследования и контроля состояния железобетонных резервуаров
3. Выбросы углеводородов при их транспорте и хранении
Вариант №9
1. Эксплуатационные обследования подводных переходов
2. Проведение обследования и контроля состояния стальных резервуаров
3. Назначение и устройство технологических трубопроводов компрессорных станций
Вариант №10
1. Контроль последовательной перекачки
2. Приемка в эксплуатацию линейных сооружений магистральных нефтепроводов
3. Цели и задачи диагностики линейной части нефтепроводов
Вариант №11
1. Цели и задачи диагностики линейной части нефтепроводов
2. Регламентные работы по техническому обслуживанию линейной части
3. Назначение и устройство технологических трубопроводов компрессорных станций
Вариант №12
1. Очистка нефтепровода
2. Методы и технические средства диагностики резервуаров
3. Технические средства и приспособления для ремонта трубопроводов
Вариант №13
1. Виды ремонтных работ на линейной части МН
2. Назначение и состав планов ликвидации возможных аварий
3. Очистка полости магистральных газопроводов
Вариант №14
1. Методы обнаружения утечек нефти из трубопровода
2. Подготовка природного газа к дальнему транспорту
3. Проведение обследования и контроля состояния стальных резервуаров
Вариант №15
1. Пуск нефтепровода, вывод на режим и его остановка
2. Основные причины появления дефектов резервуаров
3. Выбросы углеводородов при их транспорте и хранении
Вариант №16
1. Последовательная перекачка нефти и нефтепродуктов
2. Потери нефти и нефтепродуктов при эксплуатации резервуаров
3. Подводные переходы газопроводов
Вариант №17
1. Ремонт дефекта с вырезкой «катушки»
2. Системы измерения количества и качества нефти
3. Особенности технологии последовательной перекачки
Вариант №18
1. Средства измерения количества нефти
2. Методы ремонта оснований, днища, корпуса резервуаров
3. Перекачка термически обработанных нефтей
Вариант №19
1. Сохранение качества нефти и нефтепродуктов
2. Катодная защита трубопроводов
3. Зачистка резервуаров от грязи и парафина
Вариант №20
1. Виды и классификация дефектов трубопроводов
2. Потери нефти и нефтепродуктов при эксплуатации резервуаров
3. Закрепление газопроводов на болотах
Вариант №21
1. Способы перекачки высоковязких и высокозастывающих нефтей
2. Правила эксплуатации резервуарных парков
3. Очистка полости магистральных нефтепроводов
Вариант №22
1. Регулирование режимов работы нефтепроводов
2. Испытание резервуаров на герметичность
3. Гидратообразование в газопроводах и борьба с ним
Вариант №23
1. Пуск нефтепровода, вывод на режим, остановка
2. Методы определения состояния противокоррозионной защиты трубопроводов
3. Ремонт газопроводов с применением сварки
Вариант №24
1. Гидравлические испытания линейной части действующих
нефтепроводов
2. Ликвидация аварий на подводных переходах
3. Гидратообразование в газопроводах и борьба с ним
Вариант №25
1. Ведение технологических процессов перекачки нефти
2. Подготовка линейной части нефтепроводов к диагностике
3. Ремонт свищевых повреждений газопровода
Вариант №26
1. Эксплуатационная надежность нефтепроводов
2. Технология технической диагностики резервуаров. Подготовка к диагностированию
3. Источники загрязнения приземного слоя атмосферы
Вариант №27
1. Последовательность и содержание работ при капитальном ремонте МН с заменой изоляции
2. Пожарная профилактика на объектах магистральных газопроводов
3. Эксплуатация стальных резервуаров
Вариант №28
1.Текущий ремонт по восстановлению стенки трубы
2.Применение разделителей при последовательной перекачке
3.Эксплуатация железобетонных резервуаров
Вариант №29
1. Сохранение качества нефти и нефтепродуктов
2. Катодная защита трубопроводов
3. Зачистка резервуаров от грязи и парафина
Вариант №30
1. Нормирование и контроль загрязнений при эксплуатации магистральных нефтепроводов
2. Влияние различных факторов на процесс смесеобразования и борьба с ним
3. Требования к прокладке технологических трубопроводов и их эксплуатация
ПЕРЕЧЕНЬ РЕКОМЕНДУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
Основная
1. Трубопроводный транспорт нефти. Т2. М, В, Д и др. М Недра 2004.
2. Трубопроводный транспорт нефти и газа. , , и др. - М.: Недра, 1988.
3. , Степанов и ремонт газопроводов и газохранилищ. - М.: Академия, 2000.
4. , , и др. Капитальный ремонт магистральных трубопроводов. - М.: Недра, 1978.
5. , , Харламенко нефте-продуктопроводы. - М.: Недра, 1988.
6. , Козловский магистральных газопроводов. - М: Недра, 1981.
7. Дятлов и эксплуатация линейной части магистральных газопроводов. - М.: Недра, 1984.
8. , Бобровский и эксплуатация нефтебаз и газохранилищ. - М.: Недра, 1973.
9. Козловский формы обслуживания газораспределительных станций. - М.: Недра, 1981.
10. , , Илембитов нефтебаз. - М.: Недра, 1975.
10. , Эдельман ЯМ. Монтер по защите подземных трубо
проводов от коррозии. - М.: Недра, 1981.
11. Правила технической эксплуатации магистральных газопроводов. - М.: Недра, 1982.
12. Правила технической эксплуатации магистральных нефтепродукто-проводов. - М.: Недра, 1988.
13. Положение по технической эксплуатации газораспределительных станций магистральных газопроводов. - М.: Недра, 1990.
14. , Бусурин , обслуживание и ремонт кустовых баз и газонаполнительных сжиженных углеводородных газов. - М.: Недра, 1982.
15. Бунчук и хранение нефти, нефтепродуктов и газа. -М.: Недра, 1977.
Дополнительная
1. , , и др. Техника и технология транспорта и хранения нефти и газа. - М.: Недра, 1992.
2. , Березина ИВ., , Яковлев и ремонт газонефтепроводов и нефтебаз. - М.: Недра, 1987.
3. С, , Матецкий ИИ Расчеты магистральных нефтепродуктопроводов и нефтебаз. - М : Недра 1977
1 Приемка в эксплуатацию линейных сооружений магистральных нефтепроводов
2.Ведение технологических процессов перекачки нефти
3. Пуск нефтепровода, вывод на режим и его остановка
4. Системы автоматического регулирования режимами перекачки
5. Утечки нефти из трубопровода и причины их возникновения
6. Методы обнаружения утечек нефти из трубопровода
7. Эксплуатационная надежность нефтепроводов
8. Гидравлические испытания линейной части действующих
нефтепроводов
9. Эксплуатация подводных переходов нефтепроводов
10. Эксплуатационные обследования подводных переходов
11. Техническое обслуживание и эксплуатация подводных переходов
12. Цели и задачи диагностики линейной части нефтепроводов
13. Виды и классификация дефектов трубопроводов
14. Методы контроля дефектов трубопроводов
15. Подготовка линейной части нефтепроводов для диагностики
16. Методы определения состояния противокоррозионной защиты нефтепроводов
17. Техническое обслуживание линейной части магистральных нефтепроводов
18. Регламентные работы по техническому обслуживанию линейной части
19. Очистка нефтепровода
20. Средства предотвращения образования и размыва осадка
21. Основные причины появления дефектов резервуаров
22. Техническое обслуживание резервуаров
23. Проведение обследования и контроля состояния стальных резервуаров
24. Проведение обследования и контроля состояния железобетонных резервуаров
25 Методы и технические средства диагностики резервуаров
26. Технология технической диагностики резервуаров. Подготовка к диагностированию
27. Виды ремонтных работ на линейной части МН
28. Последовательность и содержание работ при капитальном ремонте МН с заменой изоляции
29. Текущий ремонт по восстановлению стенки трубы
30. Ремонт дефекта с вырезкой «катушки»
31. Аварийно-восстановительные работы на магистральных нефтепроводах
32.Технические средства и приспособления для ремонта трубопроводов
33. Ликвидация аварий на подводных переходах
34.Назначение и состав планов ликвидации возможных аварий
35 Средства измерения количества нефти
36. Системы измерения количества и качества нефти
37.Потери нефти и нефтепродуктов при эксплуатации резервуаров
38.Сохранение качества нефти и нефтепродуктов
39.Выбросы углеводородов при их транспорте и хранении
40.Подготовка природного газа к дальнему транспорту
41.Подводные переходы газопроводов
42.Назначение и устройство технологических трубопроводов компрессорных станций
43.Закрепление газопроводов на болотах
44.Виды и классификация отказов линейной части газопроводов
45.Средства технической диагностики состояния стенки газопроводов
46.Ремонт свищевых повреждений газопроводов
47.Источники загрязнения приземного слоя атмосферы
48.Правовые вопросы охраны окружающей среды
49.Пожарная профилактика на объектах магистральных газопроводов
50.Нормирование и контроль загрязнений при эксплуатации магистральных нефтепроводов
51.Очистка полости магистральных нефтепроводов
52. Очистка полости магистральных газопроводов
53.Катодная защита трубопроводов
54.Регулирование режимов работы нефтепроводов
55.Последовательная перекачка нефти и нефтепродуктов
56.Особенности технологии последовательной перекачки
57.Влияние различных факторов на процесс смесеобразования и борьба с ним.
58.Применение разделителей при последовательной перекачке
59.Контроль последовательной перекачки
60.Способы перекачки высоковязких и высокозастывающих нефтей
61.Перекачка термически обработанных нефтей
62.Эксплуатация стальных резервуаров
63. Эксплуатация железобетонных резервуаров
64.Испытание резервуаров на герметичность
65.Методы ремонта оснований, днища, корпуса резервуаров
66. Правила эксплуатации резервуарных парков
67.Зачиска резервуаров от грязи и парафина
68.Требования к прокладке технологических трубопроводов и их эксплуатация
69.Гидратообразование в газопроводах и борьба с ним
Ремонт газопроводов с применением сварки
|
Из за большого объема этот материал размещен на нескольких страницах:
1 2 3 4 5 6 |
