Pytania pomocnicze - GIW.01

Należy znaleźć w tabeli wiersz z danym elementem, a następnie odczytać częstotliwość z odpowiedniej kolumny, np. dla obsługi obiektu, kierownika lub dozoru technicznego.

Jest to ocena wzrokowa stanu połączenia, obejmująca m.in. sprawdzenie wycieków, korozji, uszkodzeń i kompletności śrub.

Kontrola wizualna polega na oględzinach, a kontrola pomiarowa wymaga wykonania pomiarów, np. szczelności, grubości, poziomu lub innych parametrów technicznych.

Są potencjalnymi miejscami nieszczelności, korozji i poluzowania śrub, co może prowadzić do wycieku medium ze zbiornika lub instalacji.

Oznacza, że dany element należy kontrolować jeden raz w miesiącu, czyli z częstotliwością miesięczną.

Należy wybrać odpowiedź: raz na miesiąc, jako kontrola wizualna, ponieważ litera A oznacza kontrolę wizualną.

Służy do bezpośredniego pomiaru poziomu cieczy w zbiorniku. Na podstawie odczytu można określić stopień napełnienia zbiornika.

W małych zbiornikach pomiar ręczny jest prosty, szybki i wystarczająco dokładny. Nie zawsze opłaca się stosować droższe układy automatycznego pomiaru poziomu.

Pomiar poziomu określa wysokość słupa cieczy w zbiorniku. Objętość wyznacza się dodatkowo na podstawie kształtu, wymiarów zbiornika lub tabeli pojemności.

Pion górniczy służy do wyznaczania kierunku pionowego lub kontroli ustawienia elementów. Nie jest przeznaczony do odczytu poziomu ropy w zbiorniku.

Pozwala kontrolować ilość magazynowanej ropy, zapobiegać przepełnieniu zbiornika i prowadzić ewidencję surowca. Jest to ważne zarówno eksploatacyjnie, jak i bezpieczeństwa.

Odczytaną wysokość cieczy porównuje się z tabelą pojemności zbiornika albo oblicza objętość z wymiarów geometrycznych zbiornika. W praktyce często korzysta się z gotowych tabel legalizacyjnych.

Jest to pobranie próbki z określonej głębokości lub warstwy cieczy w zbiorniku. Pozwala ocenić właściwości ropy w konkretnej strefie, a nie w całej objętości zbiornika.

Ropa może być niejednorodna, ponieważ w zbiorniku mogą rozdzielać się warstwy ropy, wody, emulsji i osadów. Próbka z jednego poziomu nie zawsze opisuje całą zawartość zbiornika.

Próbnik strefowy służy do pobrania cieczy z konkretnej głębokości zbiornika. Pojemnik transportowy jedynie przechowuje i zabezpiecza próbkę w drodze do laboratorium.

Nie. Próbnik umożliwia pobranie próbki, natomiast gęstość oznacza się później odpowiednim przyrządem lub metodą laboratoryjną.

W strefie przydennej mogą gromadzić się woda, piasek, produkty korozji, osady mineralne i cięższe frakcje. Dlatego próbki z dna są ważne przy ocenie czystości ropy.

Należy pobrać próbkę z właściwej głębokości, unikać jej zanieczyszczenia oraz zachować zasady bezpieczeństwa pożarowego i przeciwwybuchowego. Ważne jest też prawidłowe opisanie próbki.

W dolnej części zbiornika mogą gromadzić się woda złożowa, osady i zanieczyszczenia mechaniczne. Taka próbka mogłaby zawyżać zawartość wody lub zanieczyszczeń.

W górnej części mogą występować większe ilości lekkich frakcji węglowodorowych i gazów. Skład takiej próbki może odbiegać od przeciętnego składu ropy w zbiorniku.

Jest to próbka, której skład możliwie najlepiej odpowiada średniemu składowi ropy znajdującej się w zbiorniku lub instalacji. Wyniki jej badań można odnieść do całej partii surowca.

W ropie mogą znajdować się woda złożowa, sole, piasek, produkty korozji, osady parafinowe oraz inne zanieczyszczenia mechaniczne. Część z nich ma tendencję do gromadzenia się przy dnie.

Najczęściej oznacza się gęstość, lepkość, zawartość wody, zawartość zanieczyszczeń mechanicznych, temperaturę zapłonu oraz właściwości frakcyjne. Wyniki służą do oceny jakości i przydatności surowca.

Opis powinien zawierać co najmniej numer zbiornika lub punkt poboru, datę i godzinę pobrania, nazwę substancji oraz dane osoby pobierającej. Ułatwia to identyfikację i ocenę wiarygodności wyników.

Oznacza ilość gazu ziemnego przypadającą na jednostkę wydobytej ropy. Najczęściej podaje się go w m³/t.

Ilość wydobytego gazu ziemnego dzieli się przez ilość wydobytej ropy naftowej. Wzór: Wg = Vg / mr.

Ponieważ objętość gazu podaje się w metrach sześciennych, a masę ropy w tonach. Po podzieleniu m³ przez t otrzymuje się m³/t.

Należy wykonać działanie 14 310 / 135. Wynik wynosi 106 m³/t.

Najczęściej myli się kolejność dzielenia lub wybiera jednostkę odwrotną, czyli t/m³ zamiast m³/t.

Należy pomnożyć liczbę dni przez wydobycie dobowe. Wynik podaje ilość ropy wydobytą w całym tym okresie.

Ponieważ przez 5 kolejnych dni wydobywano po 1 058 kg ropy na dobę. Trzeba więc obliczyć sumę wydobycia z tych pięciu dób.

Najpierw obliczono wydobycie za kolejne 5 dni: 5 × 1 058 kg = 5 290 kg. Następnie dodano je do 21 553 kg, otrzymując 26 843 kg.

Oznacza masę ropy wydobytą w ciągu jednej doby, czyli 24 godzin. Jest to wydobycie dobowe.

Częstym błędem jest dodanie wydobycia dobowego tylko raz, zamiast pomnożenia go przez liczbę dni. Może to prowadzić do wyboru błędnej odpowiedzi.

Trzeba pozostawić wolną przestrzeń na rozszerzalność cieplną ropy oraz wydzielające się pary węglowodorów. Zmniejsza to ryzyko przelania i wzrostu ciśnienia w zbiorniku.

Maksymalnie zbiornik magazynowy ropy naftowej napełnia się do 95% jego pojemności.

Jest to wolna przestrzeń nad lustrem cieczy, w której znajdują się pary węglowodorów i powietrze lub gaz. Umożliwia bezpieczne zmiany objętości cieczy i ciśnienia.

Maksymalna ilość wynosi 95% z 200 m³, czyli 190 m³.

Zawór oddechowy wyrównuje ciśnienie w zbiorniku podczas napełniania, opróżniania i zmian temperatury. Chroni zbiornik przed nadmiernym nadciśnieniem lub podciśnieniem.

Może dojść do wycieku ropy, skażenia terenu oraz powstania zagrożenia pożarowego lub wybuchowego.

Ciśnienie nominalne jest wartością znamionową lub dopuszczalną dla elementu instalacji. Ciśnienie robocze to rzeczywiste ciśnienie występujące podczas pracy urządzenia lub rurociągu.

Ponieważ rurociąg jest przystosowany do pracy tylko do określonego ciśnienia. Przekroczenie tej wartości może spowodować rozszczelnienie, uszkodzenie instalacji lub awarię.

Ciśnienie pracy pompy dobiera się tak, aby nie przekraczało dopuszczalnego ciśnienia najsłabszego elementu instalacji. Należy uwzględnić rurociąg, armaturę, połączenia i urządzenia zabezpieczające.

Może dojść do wycieku ropy, uszkodzenia rurociągu, awarii pompy, zagrożenia pożarowego oraz niebezpieczeństwa dla pracowników.

Ciśnienie najczęściej mierzy się manometrem lub przetwornikiem ciśnienia. Odczyt pozwala kontrolować, czy instalacja pracuje w dopuszczalnym zakresie.

Ponieważ wysokiego ciśnienia nie powinno się uzyskiwać w jednym stopniu sprężania. Podział procesu na kilka stopni ogranicza temperaturę gazu i zmniejsza obciążenia mechaniczne sprężarki.

Sprężarka tłokowa spręża gaz ruchem posuwisto-zwrotnym tłoka w cylindrze i dobrze nadaje się do wyższych ciśnień. Sprężarka śrubowa wykorzystuje wirniki śrubowe i jest często stosowana do pracy ciągłej przy niższych lub średnich ciśnieniach.

Chłodzenie międzystopniowe obniża temperaturę gazu po kolejnym etapie sprężania. Poprawia to sprawność procesu i zwiększa bezpieczeństwo pracy urządzenia.

W jednym stopniu należałoby uzyskać zbyt duży spręż, co prowadziłoby do nadmiernego wzrostu temperatury i przeciążenia elementów sprężarki. Dlatego dla takich ciśnień wybiera się sprężanie wielostopniowe.

Najważniejsze są: wymagane ciśnienie końcowe, ciśnienie ssania, wydajność, rodzaj gazu, temperatura pracy, sposób chłodzenia oraz warunki bezpieczeństwa instalacji.

Ponieważ 1 bar = 0,1 MPa, ciśnienie 22 bar odpowiada 2,2 MPa.

Klasa zależy przede wszystkim od temperatury zapłonu ropy. Im niższa temperatura zapłonu, tym większe zagrożenie pożarowe.

Temperatura 35°C mieści się w zakresie klasy II, czyli powyżej 21°C do 55°C. Dlatego poprawna odpowiedź to klasa II.

Temperatura zapłonu to najniższa temperatura, przy której ciecz wydziela pary zdolne do zapalenia się po zbliżeniu źródła zapłonu.

Klasa I obejmuje ropę o temperaturze zapłonu do 21°C, klasa II powyżej 21°C do 55°C, klasa III powyżej 55°C do 100°C, a klasa IV powyżej 100°C.

Ropa stabilizowana to ropa, z której usunięto znaczną część lekkich składników gazowych. Dzięki temu ma mniejszą prężność par i jest bezpieczniejsza w magazynowaniu oraz transporcie.

Klasa pożarowa wpływa na wymagania dotyczące magazynowania, wentylacji, zabezpieczeń przeciwpożarowych i organizacji pracy przy ropie naftowej.