Минимальные диаметры и количество вантузов для впуска/выпуска воздуха

Производительность откачки/ заполнения, м3/ч	Диаметр вантуза, мм	Количество, шт.
<1250/<1000 1250-2500/1000-4000 -/>4000	50/50 80/80 -/100	2/2 2/2 -/3

Рис. 4.10. Схема расположения вантузов при врезке для откачки нефти:

1 - задвижка; 2-патрубок; 3-усиливающая накладка (воротник); 4-ремонтируемый трубопровод; А-расстояние между вантузами; b – ширина усиливающего воротника; d_в–диаметр вантуза (патрубка); D – диаметр трубопровода; h_П – высота патрубка (определяется техническими параметрами применяемого для вырезки приспособления), h_П  100 мм; С – минимальное расстояние между усиливающими воротниками.

d_B, мм . . . . . . . . . . . . . . . . 100 150 200

b, мм . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 100 150 100

C, мм . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 100 100 100

A, мм . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 400 450 500

Монтаж вантузов вырезка и отверстий в трубопроводе выполняются в следующем порядке:

• приварка патрубка с фланцем к нефтепроводу;

• монтаж задвижки на фланце;

• монтаж на задвижке устройства для вырезки отверстия под давлением;

• опускание фрезы до поверхности трубы и вырезка отвер­стия;

• поднятие фрезы в верхнее положение и перекрытие за­движки;

• демонтаж устройства для вырезки отверстия;

• монтаж на освободившееся место трубопровода, предна­значенного для перекачки нефти в емкость (или в параллель­ный нефтепровод).

Схема конструкции для вырезки отверстия приведена на рис. 4.11.

Разработаны и применяются устройства типа УВО 100-150, УВД 200, АКВ 103 «Пиранья» (рис. 4.Х) и устройства других типов для вырезки отверстий под давлением с диаметрами прорезаемого отверстия от 85 до 170 мм.

Рис. 4.11. Приспособление для врезки в трубопровод:

1- трубопровод; 2 – штуцер; 3 – держатель; 4 – задвижка; 5 – корпус устройства;

6 – редуктор; 7 – электродвигатель; 8 – шпиндель; 9 – резец; 10 - сверло

БИЛЕТ №5

1. Классификация отказов на линейной части магистральных нефтегазопроводов по времени возникновения, по зависимости от других факторов, по причине возникновения, по возможности обнаружения.

Отказ – событие, которое заключается в нарушении работоспособного состояния объекта.

Отказы классифицируют:

а.) по характеру проявления – внезапные и постепенные;

б.) по стадиям эксплуатации объекта – приработочные и деградационные;

в.) по причинам возникновения – конструктивные, производственные и эксплуатационные;

г.) по последствиям – критические и некритические(существенные и несущественные).

2. Инструментальный контроль качества изоляционных покрытий: адгезия, сплошность, наличие сквозных дефектов.

Адгезию (прилипаемость) изоляции на битумной основе можно контролировать с помощью адгезиметров (типа СМ-1, АМЦ2-20). В этом случае ножом вручную в изоляционном покрытии производят надрез размером 10x10 мм до металла трубы. Вокруг надреза расчищают площадку размером 30x35 мм и снимают покрытие для сдвига образца.

Сплошность покрытия (наличие сквозных дефектов) кон­тролируется визуально и искровым дефектоскопом различных типов.

При наличии сквозного дефекта в покрытии между щупом и трубопроводом происходит искровой разряд, сопровождае­мый характерным треском, а в рукоятке штанги зажигается электрическая лампочка.

БИЛЕТ №6

1. Порядок проведения гидравлических испытаний магистральных нефтегазопроводов. Расчет величины опрессовочного давления.

2. Контроль качества изоляционных покрытия участков нефтегазопроводов методом катодной поляризации.

БИЛЕТ №7

1. Классы и категории магистральных нефте-газопроводов. Б2-1

2. Конструкции мастичной изоляции подземных нефтегазопроводов нормального и усиленного типа.

Битумные мастики представляют собой смесь тугоплавкого битума (изоляционного - БНИ-4, БНИ-5), наполнителей (минеральных - асбеста, доломита, талька; органических - пропилена и низкомолекулярного полиэтилена ПЭНП). Битумную мастику наносят на трубу при Т 160-180 С. Грунтовка – раствор битума в бензине. При нанесении мастики (180⁰) на холодную грунтовку она её расплавляет и проникает во все микронеровности поверхности металла, обеспечивая хорошую адгезию изоляционного покрытия. Мастика – основной изоляционный слой. Адгезия - это сцепление разнородных материалов. Для изоляции подземных коммуникаций, нефте- и газокомпрессорных станций применяют мастичную усиленную изоляцию.

Эпоксидные мастики в заводских условиях, асфальто- смолистые в полевых условиях

Структура комбинированного покрытия для нефтепроводов диаметром до 820 мм

Конструкция покрытия	Толщина, мм, не менее	Изоляционный материал
Грунтовка битумно-полимер-ная Мастика битумно-полимерная Лента поли­мерная Обертка за­щитная поли­мерная Общая толщи­на, не менее	0,1 3,0 0,4 0,6 4,0	ПЛ-М, ТУ 5775-001-012977858-01 ГПБ-1, ТУ 5775-002-22633734-2002 БИОМ, ТУ 3213-002-20994575-01 ТРАНСКОР, ТУ 5775-003-32989231-00 «Биом-2», ТУ-5775-004-20994575-01 «Транскор», ТУ 5775-002-32989231-99 «Битеп», ТУ 5775-004-48097807-01 «Изобит», ТУ 5775-003-22633734-2002 ПВХ, ТУ 2245-007-05801845 - 00 ПВХ, ТУ 2245-044-0147105 - 96 ПВХ, ТУ 2245-071-43595506-00 ПЭКОМ ТУ 2245-006-05801845-00 ПВХ, ТУ 2245-007-05801845-00

Таблица 4.17Структура комбинированного покрытия усиленного типа для нефтепроводов диаметром до 1220 мм

Конструкция покрытия	Толщина, мм, не менее	Изоляционный материал
Грунтовка битумно-полимерная Мастика битумно-полимерная Обертка защитная термоусаживаю-щаяся (в два слоя) Общая толщина по­крытия, не менее	0,1 3,0 1,4 4,5	Транскор, ТУ 5775-003-32989231-00 ПЛ-М, ТУ 5775-001-01297858-01 ГПБ-1, ТУ 5775-002-22633734-2002 Транскор, ТУ 5775-002-32989231-99 «Битеп», ТУ 5775-004-48097807-01 «Биом-2», ТУ 27081564-018-93 ДРЛ-Л, ТУ 2245-003-46541379-98 Политерм, ТУ 2245-003-05801845-00

БИЛЕТ №8

1. Техническое состояние линейной части НГП. Факторы определяющие надежность линейной части.

Безотказность – свойство объекта непрерывно сохранять работоспособное состояние в течение некоторого времени или наработки.

Долговечность – свойство объекта, заключающееся в его способности не достигать предельного состояния в течение некоторого времени при установленной системе технического обслуживания и ремонта.

Сохраняемость – свойство объекта сохранять в заданных пределах значения параметров, характеризующих способности объектов выполнять требуемые функции в течение и после хранения или транспортирования.

Ремонтопригодность – свойство объекта в приспособленности к поддержанию и восстановлению работоспособного состояния путем технического обслуживания и ремонта

Эксплуатационной надежностью трубопровода является его свойство выполнять заданные функции в течение требуемого промежутка времени с сохранением в ycтановленных пределах всех характерных параметров, Указанная способность, в свою очередь, раскрывается через сис­тему объективных критериев технического состояния трубо­провода, обусловливающих его нормативную работоспособ­ность в режиме активного воздействия эксплуатационных факторов. Таким образом, уровень эксплуатационной надеж­ности определяется техническим состоянием магистрального трубопровода [6].

Рассмотрим техническое состояние действующих ныне МН, выделив основные структурные единицы - линейную часть и нефтеперекачивающие станции.

Линейная часть магистральных нефтепроводов. Техническое состояние линейной части МН характеризуется ее несущей способностью, герметичностью, работоспособностью запорно-регулирующей и предохранительной арматуры и других устройств. На эксплуатационную надежность линей­ной части МН влияют следующие факторы:

- коррозионное состояние металла труб;

- наличие дефектов стенки трубы;

- состояние изоляционного покрытия, электрохимической защиты;

- наличие пересечений с электрокоммуникациями (ВЛ, ЛЭП, электрифицированные железные дороги и т.д.);

- глубина заложения трубопровода в грунт;

- наличие оползневых и карстовых явлений на трассе МН;

- техническое состояние переходов МН через водные пре­грады, планово-высотное положение трубопровода в русло­вой части;

- техническое состояние воздушных переходов;

- состояние охранных зон;

- работоспособность и герметичность запорной арматуры.

2. Конструкции битумно-полимерной изоляции подземных нефтегазопроводов нормального и усиленного типа.

Структура комбинированного покрытия для нефтепроводов диаметром до 820 мм

Конструкция покрытия	Толщина, мм, не менее	Изоляционный материал
Грунтовка битумно-полимер-ная Мастика битумно-полимерная Лента поли­мерная Обертка за­щитная поли­мерная Общая толщи­на, не менее	0,1 3,0 0,4 0,6 4,0	ПЛ-М, ТУ 5775-001-012977858-01 ГПБ-1, ТУ 5775-002-22633734-2002 БИОМ, ТУ 3213-002-20994575-01 ТРАНСКОР, ТУ 5775-003-32989231-00 «Биом-2», ТУ-5775-004-20994575-01 «Транскор», ТУ 5775-002-32989231-99 «Битеп», ТУ 5775-004-48097807-01 «Изобит», ТУ 5775-003-22633734-2002 ПВХ, ТУ 2245-007-05801845 - 00 ПВХ, ТУ 2245-044-0147105 - 96 ПВХ, ТУ 2245-071-43595506-00 ПЭКОМ ТУ 2245-006-05801845-00 ПВХ, ТУ 2245-007-05801845-00

Таблица 4.17

Структура комбинированного покрытия усиленного типа для нефтепроводов диаметром до 1220 мм

Конструкция покрытия	Толщина, мм, не менее	Изоляционный материал
Грунтовка битумно-полимерная Мастика битумно-полимерная Обертка защитная термоусаживаю-щаяся (в два слоя) Общая толщина по­крытия, не менее	0,1 3,0 1,4 4,5	Транскор, ТУ 5775-003-32989231-00 ПЛ-М, ТУ 5775-001-01297858-01 ГПБ-1, ТУ 5775-002-22633734-2002 Транскор, ТУ 5775-002-32989231-99 «Битеп», ТУ 5775-004-48097807-01 «Биом-2», ТУ 27081564-018-93 ДРЛ-Л, ТУ 2245-003-46541379-98 Политерм, ТУ 2245-003-05801845-00

БИЛЕТ №9

1. Задачи линейно-эксплуатационной службы по техническому обслуживанию линейной части магистральных нефтегазопроводов. Периодичность патрулирования линейной части.

Основная работа по техническому обслуживанию линейной части производится линейной эксплуатационной службой (ЛЭС), которая является структурным подразделением ли­нейно-производственной диспетчерской службы (ЛПДС) нефтеперекачивающей станции (НПС). ЛЭС подчиняется на­чальнику (заместителю начальника) ЛПДС (НПС). Функцио­нально ЛЭС подчиняется отделу эксплуатации нефтепроводного управления. За ЛЭС закрепляется участок трассы маги­стрального нефтепровода протяженностью 200 — 250 км в обычных условиях и 80-100 км в болотистых и горных усло­виях.

На ЛЭС возлагаются следующие основные задачи:

выполнение необходимого комплекса профилактических мероприятий, обеспечивающих сохранность и работоспособ­ность оборудования и сооружений линейной части МН;

разработка перспективных и текущих планов работ ЛЭС и отчетность по их выполнению;

содержание линейной части в соответствии с требованиями Правил технической эксплуатации магистральных нефтепроводов и Правил охраны магистральных нефтепроводов.

В процессе работы ЛЭС ведется следующая документация:

1) оперативная (планы работ, схема объезда трассы неф­тепровода, журналы патрулирования трассы, протоколы о нарушении охранной зоны, акты проверок технического со­стояния объектов, наряды-допуски на производство работ повышенной опасности и др.);

2) исполнительная (технологические схемы нефтепроводов, паспорта нефтепровода и переходов, акты испытаний нефте­провода, перечень имеющихся и устраненных дефектов и др.);

3) прочая (положение о ЛЭС, приказы и распоряжения о закреплении участков трассы и техники за ЛЭС, табель тех­нического оснащения ЛЭС, различные регламенты и инст­рукции и др.).

воздушным патрулированием - не менее 2-5 раз в 7 дней;

наземным патрулированием на транспортных средствах - не менее 1 раза в 7 дней, а в зависимости от конкретных ус­ловий эксплуатации - ежедневно;

наземным патрулированием, выполняемым обходчика­ми — ежедневно.