Как крепится манометр к трубе насоса. Установка манометра: правила и требования. Способ установки с помощью импульсивной трубки
отменен/утратил силу Редакция от 02.09.1997
| Наименование документ | "ПРАВИЛА УСТРОЙСТВА И БЕЗОПАСНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ СОСУДОВ, РАБОТАЮЩИХ ПОД ДАВЛЕНИЕМ. ПБ 10-115-96" (утв. Постановлением Госгортехнадзора РФ от 18.04.95 N 20) (ред. от 02.09.97) |
| Вид документа | постановление, перечень, правила |
| Принявший орган | госгортехнадзор рф |
| Номер документа | 20 |
| Дата принятия | 01.01.1970 |
| Дата редакции | 02.09.1997 |
| Дата регистрации в Минюсте | 01.01.1970 |
| Статус | отменен/утратил силу |
| Публикация |
|
| Навигатор | Примечания |
"ПРАВИЛА УСТРОЙСТВА И БЕЗОПАСНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ СОСУДОВ, РАБОТАЮЩИХ ПОД ДАВЛЕНИЕМ. ПБ 10-115-96" (утв. Постановлением Госгортехнадзора РФ от 18.04.95 N 20) (ред. от 02.09.97)
5.3. Манометры
5.3.1. Каждый сосуд и самостоятельные полости с разными давлениями должны быть снабжены манометрами прямого действия. Манометр устанавливается на штуцере сосуда или трубопроводе между сосудом и запорной арматурой.
5.3.2. Манометры должны иметь класс точности не ниже: 2,5 - при рабочем давлении сосуда до 2,5 МПа (25 кгс/кв. см), 1,5 - при рабочем давлении сосуда выше 2,5 МПа (25 кгс/кв. см).
5.3.3. Манометр должен выбираться с такой шкалой, чтобы предел измерения рабочего давления находился во второй трети шкалы.
5.3.4. На шкале манометра владельцем сосуда должна быть нанесена красная черта, указывающая рабочее давление в сосуде. Взамен красной черты разрешается прикреплять к корпусу манометра металлическую пластину, окрашенную в красный цвет и плотно прилегающую к стеклу манометра.
5.3.5. Манометр должен быть установлен так, чтобы его показания были отчетливо видны обслуживающему персоналу.
5.3.6. Номинальный диаметр корпуса манометров, устанавливаемых на высоте до 2 м от уровня площадки наблюдения за ними, должен быть не менее 100 мм, на высоте от 2 до 3 м - не менее 160 мм.
Установка манометров на высоте более 3 м от уровня площадки не разрешается.
5.3.7. Между манометром и сосудом должен быть установлен трехходовой кран или заменяющее его устройство, позволяющее проводить периодическую проверку манометра с помощью контрольного.
В необходимых случаях манометр в зависимости от условий работы и свойств среды, находящейся в сосуде, должен снабжаться или сифонной трубкой, или масляным буфером, или другими устройствами, предохраняющими его от непосредственного воздействия среды и температуры и обеспечивающими его надежную работу.
5.3.8. На сосудах, работающих под давлением выше 2,5 МПа (25 кгс/кв. см) или при температуре среды выше 250 град. C, а также со взрывоопасной средой или вредными веществами 1-го и 2-го классов опасности по ГОСТ 12.1.007 вместо трехходового крана допускается установка отдельного штуцера с запорным органом для подсоединения второго манометра.
На стационарных сосудах при наличии возможности проверки манометра в установленные настоящими Правилами сроки путем снятия его с сосуда установка трехходового крана или заменяющего его устройства необязательна.
На передвижных сосудах необходимость установки трехходового крана определяется разработчиком проекта сосуда.
5.3.9. Манометры и соединяющие их с сосудом трубопроводы должны быть защищены от замерзания.
5.3.10. Манометр не допускается к применению в случаях, когда:
отсутствует пломба или клеймо с отметкой о проведении поверки;
просрочен срок поверки;
стрелка при его отключении не возвращается к нулевому показанию шкалы на величину, превышающую половину допускаемой погрешности для данного прибора;
разбито стекло или имеются повреждения, которые могут отразиться на правильности его показаний.
5.3.11. Поверка манометров с их опломбированием или клеймением должна производиться не реже одного раза в 12 месяцев. Кроме того, не реже одного раза в 6 месяцев владельцем сосуда должна производиться дополнительная проверка рабочих манометров контрольным манометром с записью результатов в журнал контрольных проверок. При отсутствии контрольного манометра допускается дополнительную проверку производить проверенным рабочим манометром, имеющим с проверяемым манометром одинаковую шкалу и класс точности.
Порядок и сроки проверки исправности манометров обслуживающим персоналом в процессе эксплуатации сосудов должны определяться Инструкцией по режиму работы и безопасному обслуживанию сосудов, утвержденной руководством организации - владельца сосуда.
Рабочее давление в любой трубопроводной системе или емкости, требует постоянного контроля со стороны обслуживающего персонала. Для выполнения измерения давления применяют измерительный прибор под названием манометр. С его помощью получают информацию о состоянии технологической системы. Эти измерительные датчики выпускают в двух исполнениях, для измерения высокого и низкого давления. Кроме того, необходимо учесть и то, что по трубопроводным системам может передаваться различная рабочая среда, например, холодная вода, под давлением 2-4 атм. или перегретый пар с рабочей температурой более 130 градусов. Такое положение вещей привело к тому, что на практике применяют разные способы установки манометров в трубопроводные системы или емкости.
Для того, что бы он эффективно выполнял свои функции, он должен быть правильно установлен, какие способы установки существуют, рассмотрим это ниже.
Способы установки манометров
Его установка может быть выполнена только на том объекта, на котором давление стравлено. Прибор должен быть установлен в рабочее положение. Как правило, оно описано в инструкции по его эксплуатации. Там указано, каким образом он должен устанавливаться на трубопроводе и допуски на установки. Установить его можно с использованием гаечного ключа. Момент закручивания не должен превышать 20 Н×м. перегрузка корпуса недопустима.
На практике применяют несколько способов монтажа:
- прямой;
- с использованием трехходового крана;
- с применением импульсной трубки.
Способ установки прямым путем
Их устанавливают в тех местах, которые указаны в проектной документации, например, перед и после задвижек. В том месте, где устанавливается манометр необходимо установить адаптер. Его или вваривают, иногда их вворачивают. Сварка, это самый доступный способ фиксации адаптеров.
Прямой способ применяют для монтажа устройств, которые работают в стабильной среде без каких-либо скачков давления и частых замен измерительного датчика.
Если планируется, что при проверке данных придется переводить прибор на атмосферное давление, то для этого, как правило, перед ним устанавливают трехходовой кран. Его и используют для подачи атмосферного воздуха. Кроме того, монтаж манометров с трехходовым краном и трубкой сифоном, допускает выполнение замены устройства без прекращения подачи рабочей среды. Кроме этого наличие такого крана позволяет выполнять разные работы тогда, когда прекращение ее работы не обязательно.
Кроме названных способов монтажа, используют и такой, как монтаж с использованием импульсной трубки. Она необходима для защиты механизма измерительного прибора от перепадов напора.
Для установки измерительного прибора таким способом имеет смысл сначала установить адаптер, затем трубку, трехходовой кран и только после этого можно будет устанавливать сам датчик.
Импульсная трубка используется тогда, когда рабочая среда, например пар, обладает рабочей температурой, превышающей нормативы замеряемых характеристик. Наличие трубки предотвращает контакт между рабочей средой и измерителем напора.
Особенности монтажа
Измеритель напора должен быть смонтирован только в вертикальном положении. Это должно обеспечить нормальное прочтение полученных данных. Шкала измерителя может быть наклонена на угол не более 30°. Датчик должен быть освещен и огражден от воздействия лучей солнца и низких температур.
После того, как устройство установлено и система готова эксплуатации в штатном режиме, то обеспечения сохранности прибора, не целесообразно сразу нагружать установленное измерительное оборудование. Напор целесообразно поднимать постепенно, без каких-либо скачков и, не пересекая пределов установленных границ.
При установке измерителя на место необходимо герметичность соединения измерителя и штуцера, в который его вмонтировали. Для этого применяют различные герметизирующие материалы, например, ФУМ лента или нить. Для повышения надежности можно герметизирующие материалы обработать герметиком. Все используемые материалы должна соответствовать условиям эксплуатации, то есть, если в системе трубопроводом использован перегретый пар (минимальная температура 130 °C), то установка ФУМ ленты, рассчитанной на рабочую температуру 95 °C недопустимо. Кстати, некоторые монтажные организации, по старинке, в качестве изолирующего материала применяют паклю, надо заметить, что это не приветствуется.
1. Схемы для измерения обычных сред манометрами установленными "по месту"
Измеряемая среда газ, жидкость
2. Схемы для измерения обычных сред манометрами установленными "по месту"
Измеряемая среда ГОРЯЧИЕ газы, жидкости, пар
Схема установки манометра на вертикальном трубопроводе
Схема установки манометра на горизонтальном трубопроводе
1-трубопровод, 2-конденсационная трубка, 3-трехходовой кран, 4-манометр(датчик давления)
3. Схемы для измерения агрессивных сред
4. а) агрессивная жидкость
1 - трубопровод;
2 - запорный вентиль;
3 - разделительный сосуд;
4 - соединительная муфта;
5 - манометр.
1 - трубопровод;
2- трехходовой кран;
3- мембранный разделитель;
4 - соединительная муфта;
5 - манометр.
4.Схемы для измерения пульсирующих сред
1 - трубопровод; 2 - запорный вентиль; 3 - трехходовой кран; 4 - дроссельный демпфер;
5 - спиралеобразный демпфер; 7 - кольцеобразный демпфер; 8 - соединитель-переходник;
9 - манометр.
Расходомеры
I. Измерение расхода сред расходомерами переменного перепада
Общие положения
1. Измерение расхода расходомерами переменного перепада производится с использованием сужающих устройств (СУ), работающих в комплектах с дифманометрами-расходомерами. Стандартными СУ являются камерные и дисковые диафрагмы, сопла, сопла Вентури и др. При протекании контролируемых сред через СУ на последних создаются перепады давлений (разности давлений до – и после СУ), являющиеся функциями измеряемых расходов. Создаваемые СУ перепады давлений подводятся к дифманометрам посредством двух импульсных труб измерительной трубной проводки (ИТП). Дифманометры воспринимают перепады давлений на СУ и преобразуют их в соответствующие выходные (обычно электрические: естественные или унифицированные) сигналы. Импульсные линии ИТП, таким образом, являются составной и достаточно важной частью схем измерения.
2. Обе импульсные трубы должны находиться в одинаковых температурных режимах, что должно обеспечиваться их совместной прокладкой в непосредственной близости друг от друга. Места прокладки ИТП называются трассами трубных проводок. Трассы трубных проводок прокладываются как правило по специальным несущим и крепящим конструкциям, по кратчайшим расстояниям и с обязательными соответствующими уклонами для стока и отвода скапливающихся жидкостей и газов.
3. Основная проблема применения расходомеров переменного перепада заключается в «борьбе» с загазовыванием импульсных линий (при измерении расхода жидкостей) и с заполнением импульсных линий жидкостями (при измерении расхода газов). Мешающие измерениям, снижающие точность измерений и приводящие к выходу из строя приборов газы и жидкости во-первых, случайным образом попадают в импульсные линии из мест отбора давлений, а во-вторых, естественным образом выделяются в самих импульсных трубах вследствие разности температур и плотностей сред в местах их отбора и местах измерения.
4. ИТП должны обеспечивать возможность их эксплуатаци: проверки, испытаний, продувки, промывки, заполнения разделительными жидкостями и т.п. как приборов и средств автоматизации, так и самих трубных проводок, периодического удаления из импульсных линий скапливающихся жидкостей и газов без останова технологического оборудования. С этой целью ИТП снабжаются: запорной арматурой (краны, вентили, задвижки и т.п.) – для отключения импульсных линий на время ремонтных и наладочных работ, газосборниками (при измерении расхода жидкостей) и влагосборниками (при измерении расхода газов) – для сбора и удаления соответственно мешающих измерениям газов и жидкостей, мембранными разделителями, разделительными, конденсационными и уравнительными сосудами и др. Запорная арматура устанавливается сразу после мест отбора давлений на СУ, газосборники – в местах скопления газов, т.е. в самых верхних точках ИТП, влагосборники – в местах скопления жидкостей и конденсата, т.е. в самых нижних точках ИТП.
5. Трубные проводки систем автоматизации должны обладать механической прочностью и плотностью соединений (с учетом давлений, температур, вибраций, пульсаций, степени агрессивности измеряемых сред, а также атмосферных и климатических воздействий). Выполняются трубные проводки из соответствующих материалов (сталь, алюминий и алюминиевые сплавы, медь, латунь, пластмассы, в отдельных случаях – резина и др.). Изменение направления ИТП должно, как правило, выполняться изгибом труб (при необходимости могут применяться угловые соединители, переходники, разветвители и т.п.). На отдельных участках могут применяться компенсаторы (повороты, колена) температурных удлинений труб.
6. Для уменьшения местных сопротивлений на импульсных линиях должны устанавливаться полнопроходные запорные, соединительные и присоединительные устройства. Диаметры (проходные сечения) труб должны быть оптимальными по динамическим свойствам, чтобы время передачи сигналов было минимальным. При этом должно выполняться определенное соотношение длин и диаметров, например, длина до 45 м: вода, воздух, сухой газ – диаметр 10 мм; влажный газ – диаметр 13 мм; загрязненные среды – диаметр 25 мм.
7. На практике используют схемы измерения с установкой дифманометров как ниже, так и выше СУ, что вносит существенные различия в условия эксплуатации расходомеров.
1. Схемы для измерения расхода неагрессивных сред расходомерами переменного перепада
673Хотим выразить огромную благодарность Вам Андрей, от нашей семьи. Вы Профессионал своего дела. Вся работа была выполнена в кротчайшие сроки, всего 4 дня. И за эти дни у нас на дачном участке появился полностью рабочий водопровод + канализация. Это просто потрясающе. Андрей, самостоятельно закупал часть материалов, ссылавшись на КАЧЕСТВО+ДОСТУПНЫЕ ЦЕНЫ. В процессе работы всё объяснял: ДЛЯ ЧЕГО?ЗАЧЕМ?КАК? Собрал,установил сам всю сантехнику+душевую кабину).Сложилось такое впечатление, что Андрей относится к новому объекту так, как будто он делает для себя. Мы в полном восторге. В доме есть вода)))) Андрей,спасибо Вам огромное. Мы обязательно будем Вас рекомендовать знакомым и близким. И дааа, самое главное, ЦЕНА очень доступная для такой проделанной работы! Андрей, за отоплением, мы тоже к Вам)))) P.S. Серебряковы
Оценка 5+Анастасия , Бронницы
Услуги заказа: Подвод к водопроводной сети. Установка бытовой насосной станции. Разводка ХВС. Унитазы.
Выехал в течении часа. Вежлив и ощущается, что выполняет работы «как для себя». Сам купил все необходимое оборудование на рынке. Перед покупкой согласовал стоимость. Владимир производил замену гребёнок подачи водоснабжения в квартире, несмотря на то, что мастера с этого сайта, от работ отказывались один за другим - слишком ювелирная работа должна быть. Все сделал максимально оперативно и качественно. Настоятельно рекомендую мастера!
Оценка 5+Александр , Балашиха
Услуги заказа: Установка гребёнки.
Одна из основных проблем в Москве, это поиск мастера, который знает свое дела и при этом не ломит цену (хоть сантехник, хоть стомотолог). Я слышала кучу историй где приходит сантехник ничего не починит и сдерет 7000, а то и больше. Виталий профессионал своего дела с очень адекватными расценками. Ничего лишнего не пытается содрать, при этом работу сделает на 110%. СЕЙЧАС ТАКИЕ МАСТЕРА ЭТО РЕДКОСТЬ! Всем советую, я очень довольна!
Оценка 5+Людмила , м. Ясенево
Услуги заказа: Подвод к водопроводной сети.
Необходимо было исправить неправильно произведенную разводку труб водоснабжения в квартире.. Мне подобрали специалиста Пучкова Николая Николаевича. Мастер быстро разобрался в недочетах, допущенных при разводке труб. Сделал все быстро и качественно. Работой мастера остался доволен. При подобных проблемах рекомендую обращаться к этому специалисту.
Оценка 5Выражаем благодарность Апееву Виталию Климовичу за безупречную и профессиональную работу. Была выполнена работа по замене смесителей, установки гребенки, гигиенического душа, смесителя в ванной и установка душа. Его работу можно характеризовать как работу квалифицированного ювелира по огранке драгоценных камней. Мы не ожидали, что такие мастера еще существуют (сравнение с сантехниками ДЭЗа). Аккуратность, знание своего дела, грамотное принятое решение в возникшей проблеме, надежность в эксплуатации всей установленной сантехники все это приводит в восхищение и вызывает доверие к этому мастеру. Виталий Климович приятен в общении, всегда вежлив, дает дельные советы по эксплуатации. Его работа заканчивается блеском и красотой. Стоимость его услуг соответствует результату. Мы, с уверенностью, ВСЕМ рекомендуем этого мастера!
Оценка 5+1. Шкала должна быть чётко видна.
2. Подход к манометру должен быть свободным.
3. В зависимости от высоты установки манометра выбирается диаметр прибора:
· до 2х метров - диаметр 100мм;
· от 2х до Зх метров - диаметр 160мм;
· свыше Зх метров - установка манометра запрещена.
4. Каждый манометр должен иметь отключающее устройство (Зх ходовой кран, вентиль или кран)
Правила обслуживания манометра .
Согласно технической инструкции производить посадку на «О»
Ведомственный осмотр 1 раз в 6 месяцев.
Государственная поверка- 1 раз в 12 месяцев.
Снимать и устанавливать манометры только при помощи ключа.
В случае пульсации давления необходимо принимать меры:
· при малой пульсации вваривается компенсатор;
· при большой пульсации используется специальное устройство - расширитель с двумя дросселями.
4. Оказание первой помощи при потере сознания (обмороке), тепловом и солнечном ударе.
Билет № 2
1. Параметры, характеризующие продуктивный пласт.
Нефть и газ аккумулируются в трещинах, порах и пустотах горных пород. Поры пластов малы, но их много, и они занимают объем, иногда достигающий 50 % общего объема пород. Нефть и газ обычно заключены в песчаниках, песках, известняках, конгломератах, являющихся хорошими коллекторами и характеризующихся проницаемостью, т.е. способностью пропускать через себя флюиды. Глины также обладают высокой пористостью, но они недостаточно проницаемы вследствие того, что соединяющие их поры и каналы очень малы, а флюид, находящийся в них, удерживается в неподвижном состоянии капиллярными силами.
Пористостью называют долю пустотного пространства в общем объёме породы.
Пористость зависит в основном от размера и формы зерен, степени их уплотнения и неоднородности. В идеальном случае (отсортированные однородные по размерам сферические зерна) пористость не зависит от размеров зерен, а определяется их взаимным расположением и может изменяться в пределах от 26 до 48 %. Пористость естественной песчаной породы, как правило, значительно меньше пористости фиктивного грунта, т.е. грунта, составленного из шарообразных частиц одинакового размера.
Песчаники и известняки имеют еще более низкую пористость из-за наличия цементирующего материала. Наибольшая пористость в естественном грунте присуща пескам и глинам, причем она возрастает (в отличие от фиктивного грунта) с уменьшением размера зерен породы, так как в этом случае их форма становится все более неправильной, а следовательно, и упаковка зерен – менее плотной. Ниже приведены значения пористости (в %) для некоторых пород.
Глинистые сланцы 0,5–1,4
Глины 6–50
Пески 6–50
Песчаники 3,5–29
Известняки и доломиты 0,5–33
С увеличением глубины вследствие повышения давления пористость горных пород обычно снижается. Пористость коллекторов, на которые бурят эксплуатационные скважины, изменяется в следующих пределах (в %):
Пески 20–25
Песчаники 10–30
Карбонатные породы 10–20
Карбонатные породы характеризуются обычно наличием различных по размеру трещин и оцениваются коэффициентом трещиноватости.
Одна из характеристик горных пород – гранулометрический состав, от которого во многом зависят другие физические свойства. Под этим термином понимается количественное содержание в породе разных по размеру зерен (в % для каждой фракции). Гранулометрический состав сцементированных пород определяется после их предварительного разрушения. Гранулометрический состав горных пород в известной мере характеризует их проницаемость, пористость, удельную поверхность, капиллярные свойства, а также количество остающейся в пласте нефти в виде пленок, покрывающих поверхность зерен. Им руководствуются в процессе эксплуатации скважин при подборе фильтров, предотвращающих поступление песка, и т.д. Размер зерен большинства нефтеносных пород колеблется от 0,01 до 0,1 мм. Однако обычно при изучении гранулометрического состава горных пород выделяют следующие категории размеров (в мм):
Галька, щебень > 10
Гравий 10–2
грубый 2–1
крупный 1–0,5
средний 0,5–0,25
мелкий 0,25–0,1
Алевролит:
крупный 0,1–0,05
мелкий 0,05–0,1
Глинистые частицы < 0,01
Частицы размером примерно до 0,05 мм и их количество устанавливают методом рассева на наборе сит соответствующего размера с последующим взвешиванием остатков на ситах и определением отношения (в %) их массы к массе первоначальной пробы. Содержание же более мелких частиц определяется методами седиментации.
Неоднородность пород по механическому составу характеризуется коэффициентом неоднородности – отношением диаметра частиц фракции, которая составляет со всеми более мелкими фракциями 60 % по массе от всей массы песка, к диаметру частиц фракции, составляющей со всеми более мелкими фракциями 10 % по массе от всей массы песка (d60/d10). Для «абсолютно» однородного песка, все зерна которого одинаковы, коэффициент неоднородности Kн = d60/d10 = 1; Kн для пород нефтяных месторождений колеблется в диапазоне 1,1–20.
Способность горных пород пропускать через себя жидкости и газы называется проницаемостью. Все горные породы в той или иной степени проницаемы. При существующих перепадах давления одни породы непроницаемы, другие проницаемы. Все зависит от размеров сообщающихся пор и каналов в породе: чем меньше поры и каналы в горных породах, тем ниже их проницаемость. Обычно проницаемость в перпендикулярном к напластованию направлению меньше его проницаемости вдоль напластования.
Поровые каналы бывают сверх- и субкапиллярными. В сверхкапиллярных каналах, диаметр которых более 0,5 мм, жидкости движутся, подчиняясь законам гидравлики. В капиллярных каналах с диаметром от 0,5 до 0,0002 мм при движении жидкостей проявляются поверхностные силы (поверхностное натяжение, капиллярные силы прилипания, сцепления и т.д.), которые создают дополнительные силы сопротивления движению жидкости в пласте. В субкапиллярных каналах, имеющих диаметр менее 0,0002 мм, поверхностные силы настолько велики, что движения в них жидкости практически не происходит. Нефтяные и газовые горизонты в основном имеют капиллярные каналы, глинистые – субкапиллярные.
Между пористостью и проницаемостью горных пород прямой зависимости нет. Песчаные пласты могут иметь пористость 10–12 %, но быть высокопроницаемыми, а глинистые при пористости до 50 % – оставаться практически непроницаемыми.
Для одной и той же породы проницаемость будет изменяться в зависимости от количественного и качественного состава фаз, так как по ней могут двигаться вода, нефть, газ или их смеси. Поэтому для оценки проницаемости нефтесодержащих пород приняты следующие понятия: абсолютная (физическая), эффективная (фазовая) и относительная проницаемость.
Абсолютная (физическая) проницаемость определяется при движении в горной породе одной фазы (газа или однородной жидкости при отсутствии физико-химического взаимодействия между жидкостью и пористой средой при полном заполнении пор породы газом или жидкостью).
Эффективная (фазовая) проницаемость – это проницаемость пористой среды для данного газа или жидкости при содержании в порах другой жидкой или газообразной фазы. Фазовая проницаемость зависит от физических свойств породы и степени насыщенности ее жидкостью или газом.
Относительная проницаемость - отношение эффективной проницаемости к абсолютной.
Значительная часть коллекторов неоднородна по текстуре, минералогическому составу и физическим свойствам по вертикали и горизонтали. Иногда обнаруживаются существенные различия физических свойств на небольших расстояниях.
В естественных условиях, т.е. в условиях действия давлений и температур, проницаемость кернов иная, чем в атмосферных условиях, часто она необратима при создании в лаборатории пластовых условий.
Иногда емкость коллектора и промышленные запасы нефти и газа в пласте определяются объемом трещин. Эти залежи приурочены, главным образом, к карбонатным, а иногда – к терригенным породам.
Обычно строгой закономерности в распределении систем трещиноватости по элементам структур, к которым приурочены нефте- и газосодержащие залежи, не наблюдается.
Для оценки проницаемости обычно пользуются практической единицей дарси, которая приблизительно в 10-12 раз меньше, чем проницаемость в 1 м2.
За единицу проницаемости в 1 дарси (1 Д) принимают проницаемость такой пористой среды, при фильтрации через образец которой площадью 1 см2 и длиной 1 см при перепаде давления 1 кг/см2 расход жидкости вязкостью 1 сПз (сантипуаз) составляет 1 см3/с. Величина, равная 0,001 Д, называется миллидарси (мД).
Проницаемость пород нефтяных и газовых пластов изменяется от нескольких миллидарси до 2–3 Д и редко бывает выше.
Прямой зависимости между проницаемостью и пористостью горных пород не существует. Например, трещиноватые известняки, имеющие малую пористость, часто обладают большой проницаемостью и, наоборот, глины, иногда характеризующиеся высокой пористостью, практически непроницаемы для жидкостей и газов, так как их поровое пространство слагается каналами субкапиллярного размера. Однако на основании среднестатистических данных можно сказать, что более проницаемые породы часто и более пористые.
Проницаемость пористой среды зависит преимущественно от размера поровых каналов, из которых слагается поровое пространство.
2. Сепараторы, назначение, устройство, принцип действия и техническое обслуживание.
При добыче и транспортировке в природном газе содержатся различного рода примеси: песок, сварной шлам, конденсат тяжёлых углеводородов, вода, масло и т.д. Источником загрязнения природного газ является призабойная зона скважины, постепенно разрушающаяся и загрязняющая газ. Подготовка газа осуществляется на промыслах, от эффективности работы которых зависит и качество газа. Механические примеси попадают в газопровод, как в процессе его строительства, так и при эксплуатации.
Наличие механических примесей и конденсата в газе приводит к преждевременному износу трубопровода, запорной арматуры, рабочих колёс нагнетателей и, как следствие, снижению показателей надёжности и экономичности работы компрессорных станций и в целом газопровода.
Всё это приводит к необходимости устанавливать на КС различные системы очистки технологического газа. Первое время на КС для очистки газа широко использовали масляные пылеуловители (рис. 3), которые обеспечивали достаточно высокую степень очистки (до 97-98%).
Масляные пылеуловители работают по принципу мокрого улавливания разного рода смесей, находящихся в газе. Примеси, смоченные маслом сепарируются из потока газа, само масло очищается, регенерируется и вновь направляется в масленый пылеуловитель. Масляные пылеуловители чаще выполнялись в виде вертикальных сосудов, принцип действия которых, хорошо иллюстрируется рис. 3.
Очищаемый газ поступает в нижнюю секцию пылеуловителя, ударяется в отбойный козырёк 4 и соприкасаясь с поверхностью масла, меняет направление своего движения. При это наиболее крупные частицы остаются в масле. С большой скоростью газ проходит по контактным трубкам 3 в осадительную секцию II, где скорость газа резко снижается и частицы пыли по дренажным трубкам стекают в нижнюю часть пылеуловителя I. Затем газ поступает в отбойную секцию III, где в сепараторном устройстве 1 происходит окончательная очистка газа.
Недостатками масляных пылеуловителей являются: наличие постоянного безвозвратного расхода масла, необходимость очистки масла, а также подогрева масла при зимних условиях эксплуатации.
В настоящее время на КС в качестве первой ступени очистки широко применяют циклонные пылеуловители, работающие на принципе использования инерционных сил для улавливания взвешенных частиц (рис. 4).
Циклонные пылеуловители более просты в обслуживании нежели масляные. Однако эффективность очистки в них зависит от количества циклонов, а также от обеспечения эксплуатационным персоналом работы этих пылеуловителей в соответствии с режимом, на который они запроектированы.
Циклонный пылеуловитель (рис. 4) представляет собой сосуд цилиндрической формы, рассчитанный на рабочее давление в газопроводе, со встроенными в него циклонами 4.
Циклонные пылеуловитель состоит из двух секций: нижней отбойной 6 и верхней осадительной 1, где происходит окончательная очистка газа от примесей. В нижней секции находятся циклонные трубы 4.
Газ через входной патрубок 2 поступает в аппарат к распределителю и приваренным к нему звёздообразно расположенным циклонам 4, которые неподвижно закреплены в нижней решётке 5. В цилиндрической части циклонных труб газ, подводимый по касательной к поверхности, совершает вращательное движение вокруг внутренней оси труб циклона. Под действием центробежной силы твёрдые частицы и капли жидкости отбрасываются от центра к периферии и по стенке стекают в коническую часть циклонов и далее в нижнюю секцию 6 пылеуловителя. Газ после циклонных трубок поступает в верхнюю осадительную секцию 1 пылеуловителя, и затем, уже очищенный, через патрубок 3 выходит из аппарата. В процессе эксплуатации необходимо контролировать уровень отсепарированной жидкости и мехпримесей с целью их своевременного удаления продувкой через дренажные штуцеры. Контроль за уровнем осуществляется с помощью смотровых стёкол и датчиков, закреплённых к штуцерам 9. Люк 7 используется для ремонта и осмотра пылеуловителя при плановых остановках КС. Эффективность очистки газ циклонными пылеуловителями составляет не менее 100% дл частиц размером 40мкм и более, и 95% для частиц капельной жидкости.
В связи с невозможностью достичь высокой степени очистки газа в циклонных пылеуловителях появляется необходимость выполнять вторую ступень очистки, в качестве которой используют фильтр-сепараторы, устанавливаемые последовательно после циклонных пылеуловителей (рис.5)
Работа фильтр-сепаратора осуществляется следующим образом: газ после входного патрубка с помощью специального отбойного козырька направляется на вход фильтрующей секции 3, где происходит коагуляция жидкости и очистка от механических примесей. Через перфорированные отверстия в корпусе фильтрующих элементов газ поступает во вторую фильтрующую секцию - секцию сепарации. В секции сепарации происходит окончательная очистка газа от влаги, которая улавливается с помощью сетчатых пакетов. Через дренажные патрубки мехпримеси и жидкость удаляются в нижний дренажный сборник и далее в подземные ёмкости.
Для работы в зимних условиях фильтр-сепаратор снабжён электрообогревом его нижней части, конденсатосборником и контрольно-измерительной аппаратурой. В процессе эксплуатации происходит улавливание мехпримесей на поверхности фильтр-сепараторе. При достижении перепада, равного 0,04 МПа, фильтр-сепаратор необходимо отключить и произвести в нём замену фильтр-элементов на новые.
Как показывает опыт эксплуатации газотранспортных систем, наличие двух степеней очистки обязательно на станциях подземного хранения газа, а также и на первой по ходу линейной компрессорной станции, принимающей газ из СПХГ. После очистки, содержание механических примесей в газе недолжно превышать5 мг/м3.
Газ, поступающий на головные компрессорные станции из скважин, как отмечалось, практически всегда в том лили ином количестве содержит влагу в жидкой и паровой фазах. Наличие влаги в газе вызывает коррозию оборудования, снижает пропускную способность газопровода. При взаимодействии с газом при определённых термодинамических условиях, образуются твёрдые кристаллические вещества-гидраты, которые нарушают нормальную работу газопровода. Одним из наиболее рациональных и экономичных методов борьбы с гидратами при больших объёмах перекачки является осушка газа. Осушка газа осуществляется аппаратами различной конструкции с использованием твёрдых (адсорбция) и жидких (абсорбция) поглотителей.
С помощью установок осушки газа на головных сооружениях уменьшается содержание паров воды в газе, снижается возможность выпадения конденсата в трубопроводе и образования гидратов.
3. Системы и схемы сбора, транспорта газа, их достоинства и недостатки
