Жидкостные и мембранные манометры применяются для измерения малых давлений и разрежения.

Пружинные манометры.

Трубчатая пружина представляет собой полую трубку овального или эллиптического сечения, согнутую по дуге окружности на угол 270°. Один конец трубки закрытый, второй закреплен в штуцере, куда подаётся давление. При увеличении давления трубка стремиться разогнуться, а свободный конец перемещается. Перемещение служит мерой давления внутри её. Для передачи перемещения на стрелку служит секторный и рычажный механизм.

Рабочие показывающие манометры имеют диаметр корпуса от 60 до 250мм, и верхний придел измерений 0,06 -160MПa с классом точности 1;1,5;2,5;4.

1 – Чувствительный элемент (трубка Бурдона); 2 – Стрелка; 9 – Корпус;

10 – Шкала; 11 – Стекло; 12 – Штуцер.

В газовой промышленности применяют различные типы манометров:

· МТ - манометр технический;

· МТП - манометр технический показывающий;

· МТИ - манометр точных измерений;

· МТС - манометр технический самопишущий;

· МГ- манометр для измерения давления газа;

· ЭКМ - электроконтактный манометр сигнализирующий;

· ЭКВМ - электроконтактный вакуумметрический манометр обычного исполнения.

Манометры применять нельзя:

· Истек срок поверки;

· Отсутствует штамп или пломба;

· Механические повреждения (разбито стекло, помят корпус, нарушена резьба);

· Стрелка при отключении не устанавливается на «О»

5. Освобождение пострадавшего от действия электрического тока, оказание первой помощи

Билет № 5

1. Физические и химические свойства природного газ

Природные газы не имеют цвета, запаха и вкуса.

Основные показатели горючих газов, которые используются в котельных: состав, теплота сгорания, удельный вес, температура горения и воспламенения, границы взрываемости и скорость распространения пламени.

Природные газы сугубо газовых месторождений состоят в основном из метана (82…98%) и других углеводородов.

Теплота сгорания – это количество тепла, которое выделяется при полном сгорании 1 м3 газа. Измеряется в ккал/м3. Различают высшую теплоту сгорания Qв, когда учитывается тепло, затраченное на конденсацию водяных паров, которые находятся в дымовых газах и низшую Qн, когда это тепло не учитывается – ею пользуются при расчётах.

На практике используются газы с различной теплотой сгорания. Для уравнительной характеристики качества топлива используется так называемое условное топливо, за единицу которого берут 1 кг топлива, имеющего теплоту сгорания Qн = 7000 ккал/м3 (29300 кДж/кг).

Температурой горения называется максимальная температура, которая может быть достигнута при полном сгорании газа, если количество воздуха, необходимого для горения, точно отвечает химическим формулам горения, а начальная температура газа и воздуха равна 0.

Температура горения отдельных газов составляет 2000 - 2100°С. Действительная температура горения в топках котлов ниже жаропродуктивности (1100 – 1400°С) и зависит от условий сжигания.

Температура воспламенения – это минимальная начальная температура, при которой начинается горение. Для природного газа она составляет 645°С.

Границы взрываемости. Газовоздушная смесь, в которой газа находится:

до 5% - не горит;

от 5 до 15% - взрывается;

больше 15% - горит при подаче воздуха.

Скорость распространения пламени для природного газа – 0,67 м/сек (метан СН₄)

Горючие газы не имеют запаха. Для своевременного определения наличия их в воздухе, быстрого и точного определения мест утечки газ одорируют (дают запах). Для одоризации используют этилмеркоптан (С₂Н₅SН). Норма одоризации 16 г одоранта на 1000 м3 газа. Одоризация проводится на газораспределительных станциях (ГРС). При наличии в воздухе 1% природного газа должен ощущаться его запах.

Наличие в помещении более 20% газа вызывает удушье, скопление его в закрытом объёме от 5 до 15% может привести к взрыву газовоздушной смеси, при неполном сгорании выделяется угарный газ СО, который даже при небольшой концентрации (0,15%) – отравляющий.

Природный газ нефтяных и газовых месторождений по химической природе сходен с нефтью – это смесь углеводородов: метан (CH₄), этан (C₂H₆), пропан (C₃H₈), бутан (C₄H₁₀), пентан (C₅H₁₂).

Углеводородные газы, генерируемые в осадочных породах, могут находиться в различных состояниях: свободном, растворённом, твёрдом и др. В свободном состоянии они образуют газовые скопления. В чисто газовых месторождениях газ содержит в основном метан (до 95 – 98.8 %) с примесью других углеводородных газов (этан, пропан, бутан, пентан), а также не углеводородных компонентов: углекислого газа, азота и сероводорода.

Углеводородные газы хорошо растворимы в подземных водах и нефтях. Газы, растворённые в нефтях и извлекаемые вместе с нефтью из нефтяных месторождений, называются попутными нефтяными газами. Как правило, этот газ содержит меньше метана, но значительно больше тяжёлых фракций: этана, пропана, бутана и высших углеводородов (в сумме до 50%). В состав горючих газов входят также различные примеси: азот, углекислый газ, сероводород и редкие газы.

В зависимости от преобладания в нефтяных газах легких или тяжёлых (от пропана и выше) углеводородов газы подразделяют на сухие и жирные газы.

Под сухим газом подразумевается смесь метана (97 – 98%) с тяжёлыми углеводородами, которые содержатся в этой смеси в незначительном количестве (2 – 3%).

Под жирным подразумевают газ, содержащий такое количество тяжёлых углеводородов, что из этого газа можно получить сжиженные газы или газовые бензины.

На практике принято считать сухим газом такой, который в 1 м³ содержит меньше 60 г бензина, а жирным – газ, содержащий в 1 м³ более 60 г бензина. Как правило, жирные газы добываются вместе с лёгкими нефтями, а сухие газы вместе с тяжёлыми нефтями.

Каждый газ характеризуется такими свойствами, как плотность, критическая температура и критическое давление.

Основной физической характеристикой газа является плотность. Плотностью газа называется масса газа, заключённая в 1 м³ при температуре 0 ⁰С и атмосферном давлении (0,1 МПа). На практике обычно пользуются понятием относительная плотность газа – отношение массы определённого объёма газа к массе такого же объёма воздуха при одинаковой температуре и давлении. Относительная плотность углеводородных газов колеблется в широких пределах от 0,554 у метана до 2,49 у пентана. Плотность многих углеводородных газов больше воздуха, поэтому при несоблюдении герметизации они могут скопляться в пониженных местах и это надо всегда учитывать, т.к. эти газы очень вредно сказываются на здоровье людей и могут служить источниками взрывов и пожаров.

Под критической температурой понимается температура, выше которой газ не переходит в жидкое состояние, как бы велико не было давление.

Под критическим давлением понимается давление, ниже которого газ не переходит в жидкое состояние, как бы ни низка была температура.

Чем больше в горючем газе лёгких углеводородов (метан, этан), тем меньше теплота сгорания этого газа, тем меньше его плотность. Теплота сгорания – количество тепла, выделяющего при полном сгорании 1 м³ этого газа. Для естественных углеводородных газов теплота сгорания изменяется от 31,4 до 50,2 МДж.

Природные газы в смеси с кислородом или воздухом могут образовывать горючую, взрывоопасную смесь. Однако эта смесь возникает не всегда, для этого необходима определённая концентрация природного газа в воздухе. Так, например, для метана взрывоопасная смесь возникает при его объёмном содержании в атмосферном воздухе от 5 до 15 %. Для этана от 3 до 12,5 %. Для пропана от 2,4 до 9,5 %. А для бутана от 1,5 до 8,5 %. Эти соотношения верны для условий атмосферного давления и ниже его, а при повышении давления смеси низший предел остаётся почти без изменения, а высший предел значительно возрастает.

Важным свойством нефтяных газов является их растворимость в нефти. Согласно закону Генри, растворимость газа в жидкости пропорциональна давлению. Углеводородные газы мало отклоняются от закона Генри при сравнительно низких давлениях (приблизительно до 5 МПа). При высоких давлениях наблюдается взаимное растворение газа в жидкости и жидкости в газе. Коэффициент растворимости для углеводородных газов обычно составляет 0.3 – 0.2. Коэффициент растворимости при низких давлениях значительно больше, чем при высоких. С повышением температуры растворимость газа уменьшается.

При снижении давления до определённой величины растворимый в нефти газ начинает выделяться из неё. Давление, при котором из нефти начинают выделяться первые пузырьки растворённого газа, называют давлением насыщения пластовой нефти. Давление насыщения зависит от состава нефти и газа, от соотношения их объёмов и температуры. Когда в пласте имеется свободный газ (например, при наличии газовой шапки), давление нефти насыщения газом равно пластовому давлению или близко к нему.

Газовым фактором называют количество газа, приведённое к нормальным условиям, приходящееся на 1 т извлечённой из пласта нефти или жидкости (нефть + вода). Газовый фактор для различных нефтей колеблется в очень широких пределах – от 10 до 1000 м³/т. Нефть и газ в нефтяных и газовых месторождениях, так же как и пластовые воды, занимают пустоты (поры или трещины) в горных породах. Эти пустоты в породах весьма малы, но в сумме образуют огромный объём, составляющий иногда 50 % общего объёма всей породы.

2. Краны, их типы, назначение, принцип действия, техническое обслуживание.

Краном называется запорное устройство, в котором подвижная деталь затвора имеет форму тела вращения с отверстием для пропуска потока и которое при перекрытии потока вращается вокруг своей оси, перпендикулярной оси трубопровода.

Любой кран имеет две основные детали - корпус и пробку. В зависимости от конструкции затвора краны делятся на:

1. конические;

2. цилиндрические;

3. сферические или шаровые

4. от характера движения пробки - с вращением пробки без подъема и с подъемом ее перед поворотом и последующим опусканием (прижимом после поворота);

5. по форме и сечению проходного канала - полнопроходные и с суженным проходом (т.е. затворы могут иметь отверстия, равные внутреннему диаметру присоединяемой трубы или меньше);

6. в зависимости от применения смазки - со смазкой или без смазки.

Краны могут иметь ручное управление, гидравлический, пневматический, пневмогидравлический и электрический привод.

Кроме того, их различают по конструкции и материалу корпуса, рабочему давлению и условному проходу, наличию обогрева, направлению потока, числу патрубков и т.д.

По сравнению с другими видами запорной арматуры краны обладают следующими преимуществами:

1. крутящий момент привода (ключа, штурвала и др.) в кранах передается непосредственно на пробку; в других видах запорной арматуры для обеспечения поступательного перемещения запирающей детали имеется, как правило, резьбовая пара;

2. прямоточность движения потока через отверстие в пробке крана и вследствие этого малое гидравлическое сопротивление;

3. компактность, так как пробка кранов в отличии от подвижных деталей вентилей и задвижек, перемещающихся поступательно, вращается вокруг оси, не перемещаясь в пространстве;

4. при работе поверхность пробки не отрывается от корпуса и уплотнительные поверхности остаются замкнутыми, что значительно уменьшает эрозию уплотнительных поверхностей и опасность попадания на поверхность контакта посторонних частиц; это же обстоятельство позволяет применять смазку уплотнительных поверхностей для увеличения герметичности затвора;

5. возможность использования кранов небольших условных проходов при малом давлении для регулирования потока.

Недостатком кранов является сложность получения правильной и одинаковой геометрии деталей затвора, что повышает трудоемкость работ по притирке уплотнительных поверхностей.

По способу присоединения к трубопроводу запорную арматуру подразделяют на: муфтовую, цапковую, фланцевую и с концами под приварку, последние два способа применяются на магистральных газопроводах.

В соответствии с назначением запорную арматуру изготавливают из углеродистой или легированной стали, чугунного литья разных марок, цветных металлов и других материалов.

Условные обозначения

Запорная арматура выпускаемая промышленностью имеет условные обозначения, состоящие из четырех характеристик.

Первая характеристика (двухзначное число) определяет тип арматуры:

1. 10 - кран пробковый-спускной

2. 11 - кран для трубопровода

15 - вентиль

30 - задвижка

Вторая характеристика (одна-две буквы) обозначают материал корпуса:

1. с - сталь углеродистая

2. нж - сталь кислотостойкая и нержавеющая

3. ч - чугун серый

4. кч - чугун ковкий

5. б - бронза, латунь

6. а - алюминий

Третья характеристика (одна или три цифры) указывают вид примененного привода (первая цифра) и фигуру, характеризующую конструктивные особенности изделия:

Механический:

1. 3 - с червячной передачей

2. 4 - с цилиндрической передачей

3. 5 - с конической передачей

4. 6 - Пневматический

5. 7 - Гидравлический

6. 8 - Электромагнитный

7. 9 - Электрический

Четвертая характеристика (одна-две буквы) обозначает материал, из которого выполнены уплотнительные поверхности изделия:

1. бр - латунь, бронза

2. нж - кислотостойкая и нержавеющая сталь

3. бт - баббит

4. р - резина

5. вн - винипласт

6. фп - фторопласт

7. бк - без вставных или наплавленных уплотнительных колец (уплотнительные поверхности выполнены непосредственно на самом корпусе или затворе)

В зависимости от материала корпуса наружные необработанные по-верхности (корпус, крышка, сальник и т.п.) чугунной и стальной арматуры (кроме приводных установок) окрашивают в различные цвета:

В зависимости от материала уплотнительных деталей затвора, установлена дополнительная окраска приводного устройства изделия (маховика, рычага и т.д.):

Примеры условных обозначений запорной арматуры:

15кч22нж - 15 - вентиль, кч - корпус из ковкого чугуна, 22 -конструкция (по каталогу), нж - уплотнительные поверхности из нержавеющей стали;

15кч916бр - 15 - вентиль, кч - корпус из ковкого чугуна, 9 - привод электрический, 16 - конструкция (по каталогу), бр - уплотнительные поверхности из латуни и бронзы;

30ч7бк - 30 - задвижка, ч - корпус из серого чугуна, 7 - конструкция (по каталогу), бк - уплотнительные поверхности выполнены без вставных колец;

11с320бк - 11 - кран, с - корпус из углеродистой стали, 3 - привод механический с червячной передачей, 20 - конструкция крана (по каталогу), бк - уплотнительные поверхности выполнены непосредственно на самом корпусе, т.е. без вставных колец;

11с722бк1 -11 - кран, с - корпус из углеродистой стали, 7 - с пневмоприводом, 22 - конструкция крана (по каталогу), бк - уплотнительные поверхности выполнены без вставных колец цифра 1 в конце обозначения означает способ соединения крана с трубопроводом, в данном случае соединение сварное (с концами под приварку).

3. Проницаемость. Единицы измерения, физический смысл единиц проницаемости.

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.

4. Приборы для измерения температуры. классификация., правила установки термометров, датчиков температуры на газопроводе.

Date: 2016-07-25; view: 383; Нарушение авторских прав