Приборы для измерения температуры. Классификация по принципу действия.

Приборы для измерения температуры, основанные на свойствах тел увеличивать свой объем при нагревании, называют термометрами расширения. К таким приборам относятся биметаллические, стержневые и жидкостные стеклянные термометры.

Биметаллические – состоят из пластины, изготовленной из металлов с разным коэффициентом расширения. При нагревании пластины удлиняются неодинаково, и пластина изгибается в сторону металла с меньшим температурным коэффициентом.

Стержневой термометр состоит из трубки и стержня, изготовленных из разных материалов, стержень расположен внутри трубки и закреплен ко дну. Измерение соотношения их длины характеризует температуру нагрева. Применяются в качестве сигнализаторов и регуляторов температуры. Вследствие низкой точности и стабильности редко используют для измерения температуры.

Жидкостные стеклянные – основаны на объемном расширении жидкости, заключенной в закрытом стеклянном резервуаре. При нагревании резервуара, жидкость расширяясь, поднимается по капилляру (тоненькая трубочка), чем тоньше капилляр, тем точнее термометр.

Техника безопасности при обслуживании устьевой арматуры, сепараторов, трубопроводов.

Газовые и газоконденсатные скважины обслуживает оператор д/г (обходчик). При обходе скважин они обращают внимание на состояние всех фланцевых соединений, сальниковых уплотнений, на показание установленных контрольно-измерительных приборов. Следует обращать внимание на состояние межколонного пространства, задвижка на межколонном пространстве всегда находится в открытом состоянии. При незначительных пропусках в сальниковых уплотнениях следует подтянуть сальниковое уплотнение на задвижках 2^1/₂ х 200 (задвижки старой модификации). При пропуске газа в сальниковое уплотнение задвижек 65х210 следует произвести набивку сальникового уплотнения, при необходимости произвести замену уплотнения сальника. Подтягивать фланцевое соединение под давлением запрещается. Сепараторы, установленные на ГУ должны обслуживаться согласно требований «Правил устройств и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением»

Сепараторы оборудуются:

-Запорной отсекающей арматурой,

-Приспособлением для продувки сепаратора и удаления жидкости,

-Контрольно-измерительными приборами (манометр, термометр),

-Предохранительными клапанами (или взрывными диафрагмами).

До 25 ат. класс точности манометра 2,5, выше 25 ат - класс точности манометра - 1,5.

Сепаратор должен быть немедленно остановлен:

-если замечен рост давления и принятые меры не приводят к снижению давления.

-если вышли из строя по каким то причинам оба предохранительные клапана.

-выявлен пропуск газа в корпусе сепаратора или в сварных швах.

-если на ГУ возник пожар, который угрожает работающему сепаратору.

Проектирование, строительство и эксплуатация промысловых трубопроводов должна осуществляться в соответствии с требованиями «Правил устройств и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов». Трубопроводы для транспортировки газа, конденсата, нефти соединяют сваркой, фланцевые соединения устанавливаются в местах соединения, установки запорной арматуры. К сварке стыков допускаются специально подготовленные сварщики, аттестованные в порядке предусмотренном «Правилами аттестации сварщиков».

Трассы газопроводов, конденсатопроводов на месте обозначаются знаками.

Участки трубопроводов в местах пересечения с авто и железными дорогами заключаются в кожухи стальных или железобетонных труб.

 

 

Билет № 4

Профессия:1584 Оператор по добыче нефти и газа

1. Газоконденсатные месторождения. Особенности разработки ГКМ

Газоконденсатными залежами называются залежи, при эксплуатации которых, добывается газ и жидкие углеводороды - конденсат, представляющих собой смесь бензиновых и более тяжелых углеводородов плотностью 0,786 г/см³. Характерной особенностью разработки газоконденсатных месторождений является то, что газ и конденсат в пластовых условиях находятся в однофазном газообразном состоянии и подчиняются законам ретроградной конденсации (выпадение в жидкую фазу при изменении условий - снижение температуры и давления). Газоконденсатные месторождения по содержанию стабильного конденсата подразделяются на сл. группы:

I группа – незначительное содержание конденсата до 10 г³/м³.

II группа –содержание конденсата от 10 г³/м³  до 100 г³/м³

III группа – содержание конденсата от 150 г³/м³ до 300 г³/м³.

IV группа - высокое содержание конденсата 300 - 600 г³/м³.

V группа – очень высокое содержание конденсата свыше 600 г³/м³.

При прочих равных условиях выход конденсата, содержание конденсата зависит от температуры пласта и пластового давления, следовательно от глубины залегания. Однако отмеченная закономерность роста содержания конденсата с глубиной залегания (с увеличением температуры и

1. Газоконденсатные месторождения. Особенности разработки ГКМ

Газоконденсатными залежами называются залежи, при эксплуатации которых, добывается газ и жидкие углеводороды - конденсат, представляющих собой смесь бензиновых и более тяжелых углеводородов плотностью 0,786 г/см³. Характерной особенностью разработки газоконденсатных месторождений является то, что газ и конденсат в пластовых условиях находятся в однофазном газообразном состоянии и подчиняются законам ретроградной конденсации (выпадение в жидкую фазу при изменении условий - снижение температуры и давления). Газоконденсатные месторождения по содержанию стабильного конденсата подразделяются на сл. группы:

I группа – незначительное содержание конденсата до 10 г³/м³.

II группа –содержание конденсата от 10 г³/м³  до 100 г³/м³

III группа – содержание конденсата от 150 г³/м³ до 300 г³/м³.

IV группа - высокое содержание конденсата 300 - 600 г³/м³.

V группа – очень высокое содержание конденсата свыше 600 г³/м³.

При прочих равных условиях выход конденсата, содержание конденсата зависит от температуры пласта и пластового давления, следовательно от глубины залегания. Однако отмеченная закономерность роста содержания конденсата с глубиной залегания (с увеличением температуры и

 давления) не всегда выдерживается. К наиболее важным особенностям ГКМ относится закономерная приуроченность их к наиболее погруженным глубоко, залегающим ловушкам. В практике разработки ГКМ широко распространенный метод разработки месторождений без поддержания пластового давления – разработка ГКМ на истощение. Разработка ГКМ на истощение обеспечивает одновременную добычу газа и конденсата. Однако при таком методе разработки этот метод обеспечивает меньшую конденсатоотдачу, отбор конденсата составляет 40 % от геологических запасов. На практике используется также метод с поддержанием пластового давления путем закачки сухого газа (отбензиненого) в пласт. Такой метод разработки называется сайклинг- процесс. Разработки ГКМ с поддержанием пластового давления путем закачки сухого газа обеспечивает наибольшее значение коэффициента газо-конденсатоотдачи за весь период разработки. Этот процесс продолжается до тех пор, пока добыча конденсата рентабельна, затем месторождение разрабатывается как чисто газовое на истощение. Для осуществления сайклинг- процесса требуются компрессоры и другое сложное технологическое оборудование высокого давления, что существенно влияет на внедрение этого метода разработки.