СТО 136. Экзаменационные вопросы нефтегазодобывающее оборудование
 Скачать 3.99 Mb.
|
|
СТО Газпром 2-2.3-137-2007 Минимальное расстояние от пересечения кольцевого и продольного сварных швов до места сварки (вварки) заплаты, в случае ремонта недопустимых дефектов на продольном шве трубы, должно составлять: (п. 11.8.6.14) | |||
| 1. | 50 мм. | ||
| 2. | 100 мм. | ||
| 3. | 300 мм. | ||
| | |||
| | СТО Газпром 2-2.3-137-2007 Минимальное расстояние от пересечения кольцевого и продольного сварных швов до места сварки (вварки) заплаты, в случае ремонта недопустимых дефектов на кольцевом шве трубы, должно составлять: (п. 11.8.6.14) | ||
| 1. | 50 мм. | ||
| 2. | 100 мм. | ||
| 3. | 300 мм. | ||
| | |||
| | СТО Газпром 2-2.3-137-2007 Участки газопроводов какого типоразмера допускается ремонтировать сварными стальными муфтами? (п. 11.9.1.1) | ||
| 1. | Диаметр от 159 до 426 мм, толщина стенки от 7,0 до 12,0 | ||
| 2. | Диаметр от 426 до 1020 мм, толщина стенки от 12,0 до 21,0 | ||
| 3. | Диаметр от 426 до 1420 мм, толщина стенки от 7,0 до 32,0 | ||
| | |||
| | СТО Газпром 2-2.3-137-2007 Назовите основной критерий выбора конструкции муфты для ремонта металла труб и сварных соединений газопроводов? (п. 11.8.9.2) | ||
| 1. | Диаметр и толщина стенки газопровода. | ||
| 2. | Рабочее давление в газопроводе. | ||
| 3. | Степень дефектности металла труб и сварных соединений. | ||
| | |||
| | СТО Газпром 2-2.3-137-2007 При какой степени дефектности труб и сварных соединений рекомендуется применять конструкции № 1 и 2? (таблица 11.14) | ||
| 1. | Малозначительная | ||
| 2. | Средняя | ||
| 3. | Значительная | ||
| 4. | Критическая | ||
| 5. | Ответы, приведенные в пп.1 и 2 | ||
| | |||
| | СТО Газпром 2-2.3-137-2007 Чем должно ограничиваться рабочее проходное давление при ремонте дефектного участка газопровода стальными сварными муфтами без прекращения транспорта газа? (п.11.9.3.2) | ||
| 1. | Допустимым давлением, определяемым с учетом максимальной глубины дефектов в месте установки муфты | ||
| 2. | Допустимым давлением, определяемым с учетом потери прочности нагретого металла в месте сварки кольцевых швов муфты | ||
| 3. | Ответы, приведенные в пп.1 и 2 | ||
| | |||
| | СТО Газпром 2-2.3-137-2007 Укажите минимальное расстояние перекрытия дефекта металла труб и сварных соединений муфтой при ремонте газопроводов? (п.11.9.4.5) | ||
| 1. | 150 мм | ||
| 2. | 300 мм. | ||
| 2. | 500 мм. | ||
| | |||
| | СТО Газпром 2-2.3-137-2007 На каком расстоянии от кольцевого сварного шва ремонтного участка газопровода должны располагаться предполагаемые кольцевые угловые или нахлесточные соединения муфт? (п.11.9.4.5) | ||
| 1. | Не менее 150 мм | ||
| 2. | Не менее 300 мм. | ||
| 2. | Не менее 500 мм. | ||
| | |||
| | СТО Газпром 2-2.3-137-2007 На каком расстоянии друг от друга могут находиться муфты конструкций № 1 и № 2 при монтаже на ремонтируемый участок газопровода двух и более муфт? (п.11.9.4.6) | ||
| 1. | Не менее 150 мм | ||
| 2. | Не менее 0,5D. | ||
| 2. | Не менее 500 мм. | ||
| | |||
| | СТО Газпром 2-2.3-137-2007 На каком расстоянии друг от друга могут находиться муфты конструкций №№ 3-6 при монтаже на ремонтируемый участок газопровода двух и более муфт? (п.11.9.4.6) | ||
| 1. | Не менее 150 мм | ||
| 2. | Не менее 0,5D. | ||
| 2. | Не менее 500 мм. | ||
| | |||
| | СТО Газпром 2-2.3-137-2007 Должно ли быть удалено усиление заводского продольного шва ремонтного участка газопровода под муфтами и элементами муфт? (п.11.9.5.1) | ||
| 1. | Усиление должно быть удалено механическим способом «заподлицо» с наружной поверхностью газопровода | ||
| 2. | Не должно | ||
| 3. | Усиление должно быть удалено механическим способом «заподлицо» с наружной поверхностью газопровода на расстоянии не менее 150 мм от предполагаемых границ установки муфт в каждую сторону с плавным переходом на наружную поверхность заводских швов | ||
| | |||
| | СТО Газпром 2-2.3-137-2007 На какое расстояние должны быть смещены продольные стыковые швы полумуфт и полуколец относительно продольных заводских швов труб при ремонте дефектных участков газопроводов? (п.11.9.5.6) | ||
| 1. | Не менее 50 мм. | ||
| 2. | Не менее 100 мм. | ||
| 2. | Не менее 150 мм. | ||
| | |||
| | СТО Газпром 2-2.3-137-2007 На какое минимальное расстояние должны быть разнесены между собой продольные стыковые швы полумуфт и полуколец при ремонте дефектных участков газопроводов методом установки сварных муфт? (п.11.9.5.6) | ||
| 1. | Не менее 50 мм. | ||
| 2. | Не менее 100 мм. | ||
| 2. | Не менее 150 мм. | ||
| | |||
| | СТО Газпром 2-2.3-137-2007 Какие параметры разделки кромок должны иметь полумуфты и полукольца для сварки продольных стыковых сварных соединений при ремонте дефектных участков газопроводов методом установки сварных муфт? (п.11.9.5.8) | ||
| 1. | Угол скоса от 25 до 30 , притупление от 1,0 до 3,0 мм, неравнобочная разделка кромок с углом скоса от 10 до 15 на нижних полумуфтах или полукольцах, от 30 до 35 - на верхних | ||
| 2. | Неравнобочная разделка кромок с углом скоса от 10 до 15 на нижних полумуфтах или полукольцах, от 30 до 35 - на верхних | ||
| 3. | Допускаются оба варианта | ||
| | |||
| | СТО Газпром 2-2.3-137-2007 Какие параметры разделки кромок должны иметь полумуфты и полукольца для сварки кольцевых нахлесточных сварных соединений при ремонте дефектных участков газопроводов методом установки сварных муфт? (п.11.9.5.8) | ||
| 1. | Угол скоса от 25 до 30 , притупление от 1,0 до 3,0 мм, неравнобочная разделка кромок с углом скоса от 10 до 15 на нижних полумуфтах или полукольцах, от 30 до 35 - на верхних | ||
| 2. | Неравнобочная разделка кромок с углом скоса от 10 до 15 на нижних полумуфтах или полукольцах, от 30 до 35 - на верхних | ||
| 3. | Угол скоса 90±5 | ||
| | |||
| | СТО Газпром 2-2.3-137-2007 Смещение свариваемых кромок продольных стыковых соединений полумуфт и полуколец с толщиной стенки 15,7 мм не должно превышать: (п.11.9.5.9) | ||
| 1. | 20 % толщины стенки, но не более 3,0 мм. | ||
| 2. | 20 % толщины стенки, но не более 2,0 мм. | ||
| 3. | 40 % толщины стенки, но не более 2,0 мм. | ||
| | |||
| | СТО Газпром 2-2.3-137-2007 На какую величину допускается смещение свариваемых торцов нижней и верхней полумуфт относительно друг друга при ремонте дефектных участков газопроводов стальными сварными муфтами? (п.11.9.5.10) | ||
| 1. | Не более 3,0 мм. | ||
| 2. | Не более 4,0 мм. | ||
| 3. | Не более 5,0 мм. | ||
| | |||
| | СТО Газпром 2-2.3-137-2007 Укажите величину зазора при сборке продольных стыковых соединений полумуфт и полуколец во время ремонта дефектных участков газопроводов стальными сварными муфтами? (рисунок 11.34) | ||
| 1. | 2,0–3,0 мм. | ||
| 2. | 2,5–3,5 мм. | ||
| 3. | В зависимости от величины диаметра электродов, применяемых для сварки корневого слоя шва. | ||
| 4. | 3,0–6,0 мм. | ||
| | |||
| | |||