Рабочая зона манометра должна быть в диапазоне. Полезная информация о манометрах. В зависимости от области применения
Как правильно подобрать технический манометр.
Каждый сосуд или трубопровод должны быть снабжены манометрами. Манометр устанавливается на штуцере сосуда или трубопроводе между сосудом и запорной арматурой. Манометры должны иметь класс точности не ниже: 2,5 – при рабочем давлении сосуда до 2,5 МПА (25 кгс/см2), 1,5 – при рабочем давлении сосуда выше 2,5МПА (25 кгс/см2). Манометр должен выбираться с такой шкалой, чтобы предел измерения рабочего давления находился во второй трети шкалы. 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. Манометр должен быть установлен так, чтобы его показания были отчётливо видны обслуживающему персоналу. Диаметр корпуса манометров, устанавливаемых на высоте до 2-х метров от уровня площадки наблюдения за ними, должен быть не менее 100 мм, на высоте от 2-х до 3-х метров – не менее 160 мм. Установка манометров на высоте более 3 метров от уровня площадки не разрешается.
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 на корпусе, которые могут отразиться на правильности его показаний.
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 на объекте должна производиться дополнительная проверка рабочих манометров контрольным манометром с записью результатов в журнал контрольных проверок.
9. Технологическая схема колонны отдувки сероводорода УПВСН (ДНС) – описание.
Колонна отдувки сероводорода предназначена для удаления сероводорода из нефти. Смысл процесса заключается в том, что газ, очищенный от сероводорода при многократном контакте, сероводород содержащей нефтью, выделяет сероводород из нефти. Чем лучше контакт газа с нефтью, тем лучше очищение нефти.
Описание технологической схемы:
Сероводород, содержащий нефть, после печей ПТБ-10 №1,2,3 подается в верхнюю часть колонны К-1. Для обеспечения хорошего контакта нефти с газом, полость колонны заполнена специальными насадками типа АВР (см.рис.), по которым нефть оттекает в нижнюю часть колонны.
Для предотвращения проскока газа через низ колонны, необходимо, поддерживать в нижней части колонны определенный уровень жидкости, он поддерживается с помощью электрозадвижки автоматически.
1) поддерживать соответствующее соотношение газа к нефти. Если электрозадвижка открыта полностью, но газа не хватает, значит МУСО не обеспечивает необходимым количеством газа, надо позволить на МУСО и предупредить ответственных ИТР цеха.
2) если уровень в колонне выше максимального и произошел резкий рост давления в колонне, значит, колонна наполнилась нефтью и нефть попала на теплообменник. Необходимо, немедленно снизить расход нефтина Н-1, Н-2, проверить эл.задвижку (не закрылась ли), приоткрыть байпас на эл.задвижке.
10. Уровнемер У-1500 – назначение, устройство, принцип работы.
Уровнемер У1500 предназначен для автоматического дистанционного определения уровня жидкости (или уровня раздела фаз) в резервуаре по двум независимым каналам (датчикам) и отображения результатов измерений на цифровом дисплее с поочередной индикацией по каждому каналу, а также выдачи результата измерений в виде аналогового токового сигнала (только по первому каналу) и в виде цифрового сигнала по последовательному каналу в стандарте В5-485 для использования в системах управления, сигнализации и регистрации.
Кроме того, предусмотрена возможность задавать и непрерывно контролировать два значения уровня: верхний сигнализируемый уровень (ВСУ) и нижний сигнализируемый уровень (НСУ), при достижении которых срабатывают звуковая и световая сигнализация, а так же активизируются соответствующие реле и оптрон.
В процессе работы ведется непрерывный контроль работоспособности датчиков и линий связи с соответствующей световой и звуковой сигнализацией отказов по каждому каналу.
Диапазон измерения, м 0,2..15
Дискретность измерения, см 1
Длина линии связи, м, не более 1000
Вид кабеля коаксиальный (РК-50, РК-75)
- Порядок подготовки аппарата к ремонту.
К самостоятельной работе по обслуживанию сосудов, работающих под давление, допускаются операторы ООУ:
Не моложе 18 лет, на месторождениях с высоким содержанием сероводорода допускаются лица не моложе 21 года;
Имеющие медицинское заключение о пригодности к работе в дыхательных аппаратах изолирующего типа;
Прошедшие обучение, проверку знаний и имеющие удостоверение на право обслуживание сосудов, работающих под давление;
Прошедшие вводный инструктаж, инструктаж на рабочем месте и проверку знаний по специфике выполняемой работе, в том числе по электробезопасности, с присвоением II квалификационной группы; -прошедшие занятия по пожарно-техническому минимуму и имеющие удостоверение по технике пожарной безопасности.
Перед началом работы необходимо проверить и привести в порядок спецодежду, спецобувь и другие средства индивидуальной защиты (противогаз фильтрующий изолирующего типа, шланговый противогаз ПШ-1 или ПШ-2, предохранительный пояс, рукавицы, лестницы, спасательные верёвки, каски, диэлектрические перчатки). Все средства защиты должны быть проверены и иметь соответствующую документацию о проведённом контроле. Перед проведением работ по обслуживанию сосуда (ревизия ППК, внутренний осмотр сосуда) должен быть оформлен наряд-допуск на проведение газоопасных работ. Перед проведением внутреннего осмотра аппарат надо остановить, стравить давление до атмосферного, освободить от заполняющей его среды, установить заглушки во фланцевые соединения подводящих и отводящих трубопроводов. Затем произвести пропарку аппарата не менее 24-х часов, слить в канализацию конденсат, далее охладить до температуры, не превышающей 30 градусов по Цельсию, установить заглушку на дренажную задвижку. Взять анализ воздушной среды на загазованность в нескольких местах внутри аппарата. Если загазованность превышает ПДК, аппарат заново пропаривают, затем берут анализ воздушной среды. Перед началом газоопасных работ ответственный за их проведение должен опросить каждого исполнителя о его самочувствии. Входить в газоопасное место можно только с разрешения ответственного за проведение работ и в соответствующих средствах защиты, надетых за пределах опасной зоны.
Выбор шкалы манометра.
Необходимо знать:
1 Шкалы приборов по ГОСТу
2 Требования правил к манометрам (оптимальное показание манометра, если стрелка прибора при рабочем давлении находится во 2/3 шкалы).
Для решения задачи мы имеем формулу Ршк=3/2Рраб.
Например: Дано: Рраб=36кгс/см 2 . Определить Ршк?
Решение: Ршк = 3 36/2=54кгс/см 2 .
Выбираем ближайшую шкалу по ГОСТу в сторону увеличения. Это 60 кгс/см 2
Таким образом: Ршк=60
5. Непрямой массаж сердца.
Билет № 4
1. Основные свойства горных пород
Коллектором называется горная порода, обладающая такими геолого-физическими свойствами, которые обеспечивают физическую подвижность нефти или газа в её пустотном пространистве. Подавляющая часть нефтяных и газовых месторождений приурочена к коллекторам трёх типов – гранулярным, трещинным и смешанного строения. К первому типу относятся коллекторы, сложенные песчано-алевритовыми породами, поровое пространство которых состоит из межзерновых полостей. Подобным строением порового пространства характеризуются также некоторые пласты известняков и доломитов. В чисто трещиноватых коллекторах (сложенных преимущественно карбонатами) поровое пространство образуется системой трещин. При этом участки коллектора между трещинами представляют собой плотные малопроницаемые нетрещиноватые блоки пород, поровое пространство которых практически не участвует в процессах фильтрации. На практике, однако, чаще всего встречаются трещиноватые коллекторы смешанного типа, поровое пространство которых включает как системы трещин, так и поровое пространство блоков, а также каверны и карст.
Анализ показывает, что около 60% запасов нефти в мире приурочено к песчаным пластам и песчаникам, 39% – к карбонатным отложениям, 1% – к выветренным метаморфическим и изверженным породам. Следовательно, породы осадочного происхождения – основные коллекторы нефти и газа.
В связи с разнообразием условий формирования осадков коллекторские свойства пластов различных месторождений могут изменяться в широких пределах. Характерные особенности большинства коллекторов – слоистость их строения и изменение во всех направлениях свойств пород, толщины пластов и других параметров.
Нефтяной либо газовый пласт представляет собой горную породу, пропитанную нефтью, газом и водой.
Под горной породой понимается естественный твердый минеральный агрегат определенного состава и строения, образующий в земной коре тела различной формы и размера. Горные породы делятся на три группы: осадочные, изверженные (магматические) и метаморфические. Осадочные породы возникают в результате преобразования в термических условиях поверхностной части земной коры осадков, представляющих собой выпавшие механическим или химическим путем продукты разрушения более древних пород, изверженных вулканов, жизнедеятельности организмов и растений.
Свойства горной породы вмещать (обусловлено пористостью горной породы) и пропускать (обусловлено проницаемостью) через себя жидкости и газы называются фильтрационно-ёмкостными свойствами (ФЕС).
Фильтрационные и коллекторские свойства пород нефтяных пластов характеризуются следующими основными показателями:
· гранулометрическим составом пород
· пористостью;
· проницаемостью;
· насыщенностью пород водой, нефтью и газом;
· удельной поверхностью;
· капиллярными свойствами;
· механическими свойствами.
2. Назначение направления, кондуктора, технической и эксплуатационной колонн НКТ
В проекте строительства скважины разработка ее конструкции - очень ответственный раздел. От правильного учета характера нагружения, условий работы и износа колонн за период существования скважины зависит надежность конструкции. Вместе с тем выбранная конструкция предопределяет объем работ в скважине и расход материалов и поэтому существенным образом влияет на стоимостные показатели строительства и эксплуатации скважины.
Разработка конструкции скважины начинается с решения двух проблем: определения требуемого количества обсадных колонн и глубины спуска каждой из них; обоснования расчетным путем номинальных диаметров обсадных колонн и диаметров породоразрушающего инструмента.
Число обсадных колонн определяется на основании анализа геологического разреза в месте заложения скважины, наличия зон, где бурение сопряжено с большими осложнениями, анализа картины изменения коэффициентов аномальности пластового давления и индексов поглощения, а также накопленного практического опыта проводки скважин. Результаты изучения конкретной геологической обстановки позволяют сделать выводы о несовместимости условий бурения и на этом основании выделить отдельные интервалы, подлежащие изоляции. По имеющимся данным строят график изменения коэффициента аномальности пластового давления ka и индекса давления поглощения kп с глубиной и на нем выделяют интервалы, которые можно проходить с использованием раствора одной плотности.
Рис. 3.1. Обсадная труба в скважине Рис. 3.2. Схема крепления скважины
Глубину спуска каждой обсадной колонны уточняют с таким расчетом, чтобы ее нижний конец находился в интервале устойчивых монолитных слабопроницаемых пород и чтобы она полностью перекрывала интервалы слабых пород, в которых могут произойти гидроразрывы при вскрытии зон с аномально высоким пластовым давлением (АВПД) в нижележащем интервале.
Таким образом, в результате бурения ствола, его последующего крепления и разобщения пластов создается устойчивое подземное сооружение определенной конструкции.
Под конструкцией скважины понимается совокупность данных о числе и размерах (диаметр и длина) обсадных колонн, диаметрах ствола скважины под каждую колонну, интервалах цементирования, а также о способах и интервалах соединения скважины с продуктивным пластом.
Сведения о диаметрах, толщинах стенок и марках сталей обсадных труб по интервалам, о типах обсадных труб, оборудовании низа обсадной колонны входят в понятие конструкции обсадной колонны.
В скважину спускают обсадные колонны определенного назначения: направление, кондуктор, промежуточные колонны, эксплуатационная колонна.
Направление спускается в скважину для предупреждения размыва и обрушения горных пород вокруг устья при бурении под кондуктор, а также для соединения скважины с системой очистки бурового раствора. Кольцевое пространство за направлением заполняют по всей длине тампонажным раствором или бетоном. Направление спускают на глубину от нескольких метров в устойчивых породах, до десятков метров в болотах и илистых грунтах.
Кондуктором обычно перекрывают верхнюю часть геологического разреза, где имеются неустойчивые породы, пласты, поглощающие буровой раствор или проявляющие, подающие на поверхность пластовые флюиды, т.е. все те интервалы, которые будут осложнять процесс дальнейшего бурения и вызывать загрязнение окружающей природной среды. Кондуктором обязательно должны быть перекрыты все пласты, насыщенные пресной водой.
Рис. Схема конструкции скважины
Кондуктор служит также для установки противовыбросового устьевого оборудования и подвески последующих обсадных колонн. Кондуктор спускают на глубину нескольких сотен метров. Для надежного разобщения пластов, придания достаточной прочности и устойчивости кондуктор цементируется по всей длине.
Промежуточные (технические) колонны необходимо спускать, если невозможно пробурить до проектной глубины без предварительного разобщения зон осложнений (проявлений, обвалов). Решение об их спуске принимается после анализа соотношения давлений, возникающих при бурении в системе «скважина-пласт».
Эксплуатационная колонна спускается в скважину для извлечения нефти, газа или нагнетания в продуктивный горизонт воды или газа с целью поддержания пластового давления. Высота подъема тампонажного раствора над кровлей продуктивных горизонтов, а также устройством ступенчатого цементирования или узлом соединения верхних секций обсадных колонн в нефтяных и газовых скважинах должна составлять соответственно не менее 150-300 м и 500 м.
В отдельных случаях, когда имеющихся геологических сведений недостаточно для обоснования количества колонн и у проектировщиков имеются серьезные опасения, что в скважине могут возникнуть непредвиденные осложнения, в конструкции первых поисковых и поисково-разведочных скважин может быть предусмотрена резервная колонна.
Определив число обсадных колонн и глубину их спуска, приступают к согласованию расчетным путем нормализованных диаметров обсадных колонн и породоразрушающего инструмента. Исходным для расчета является либо диаметр эксплуатационной колонны, который устанавливают в зависимости от ожидаемого дебита скважины, либо конечный диаметр скважины, определяемый размером инструментов и приборов, которые будут использоваться в скважине.
По расчетному значению внутреннего диаметра в соответствии с размерами, указанными в ГОСТ 632, подбирают нормализованный диаметр обсадной колонны. Подобным образом повторяют расчет для каждой последующей колонны до самой верхней.
Если строительство скважины завершается без спуска обсадной колонны на конечную глубину, исходным является диаметр долота для конечного интервала.
3. Прием и сдача вахты оператором
4. Приборы для измерения давления, типы, класс точности, диапазон измерений.
На шкале приборов предназначенных для измерения давления в обязательном порядке должна быть нанесена красная черта. Что она обозначает? Для каких целей ее устанавливают?
На территории нашей страны действует множество нормативных документов, регламентирующих правила эксплуатации трубопроводов, емкостей и пр. И, практически в каждом документе указано, что на шкале манометра в обязательном должна быть нанесена красная полоса. Ее назначение показания предельных значений измеряемого параметра. Вместо нанесения черты на шкалу, допустимо использовать другие способы маркировки, например металлический флажок красного цвета. Это необходимо для того чтобы можно было наблюдать за контролируемым параметром издалека.
В соответствии с правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности прямо указано, что на манометры, расположенные на высоте более двух метров, такая метка в обязательном порядке должна быть нанесена.
Технический манометр по своему устройству относят к трубчато-пружинным механизмам. Конструктивно он состоит из:
- корпуса;
- стояка;
- пустотелой изогнутой трубки;
- стрелка (стрелки);
- сектор с нанесенными зубьями;
- шестерни;
- пружины.
Ключевая деталь – это трубка. Она нижним концом связана с полой частью стояка. Верхний конец трубки запаян и может перемещаться, при этом, он передает движение на сектор, установленный на стояке, и в конце этого механизма, установлена шестерня, с закрепленной на нем стрелкой. После включения манометра к емкости или трубопроводу, на котором будет проводиться измерение давления. Давление, которое сосредоточено внутри манометра, через описанный механизм пытается выправить трубку. Движение трубки, в результате, приводит к движению стрелки. После всего этого, стрелка показывает измеряемое давление.
Как пользоваться техническим манометром
Обслуживание технического манометра состоит из нескольких простых операций. В частности, это проверка его работоспособности, снятие информации с измерительной шкалы, подачу давления, выполнения обнуления. Если в приборе загрязнилась жидкость, то ее необходимо поменять, в противном случае, это приведет к искажению проводимых измерений. При проведении обслуживания необходимо выполнить проверку наличия достаточного количества рабочей жидкости. Если ее уровень недостаточен, ее необходимо долить, руководствуясь требованиями инструкции по эксплуатации измерительного прибора.
Все устройства для измерения давления должны быть отнивелированы по уровню выполнения замеров. В противном случае показания будут разниться.
У большинства наклонных приборов встроено устройство для нивелирования манометра. Устройство может поворачиваться до того момента пока пузырек в уровне не займет правильное положение на нулевой отметке.
Диапазон измеряемых давлений
В практической деятельности разделяют следующие виды давления: абсолютное, барометрическое, избыточное, вакуум.
Абсолютное – это показатель давления, измеренный относительно полного вакуума. Этот показатель не может быть ниже ноля.
Барометрическое – это атмосферное давление. На его уровень оказывает влияние высота над нулевой отметкой (уровень моря). На этой высоте принято считать, что давление равно 760 мм р.с. для манометров эта величина равняется нулю.
Избыточное давление – это размер, показывающий между абсолютным и брометрическим давлением. Особенно это актуально тогда, когда абсолютное давления в отношении барометрического.
Вакуум – это величина, которая показывает разницу между абсолютным и барометрическим давлением при условии превышения барометрического.
То есть, вакуумметрическое давление не может превышать барометрическое. Другими словами, приборы для измерения вакуума измеряют его разряжение.
Выбор шкалы манометра.
Необходимо знать:
1 Шкалы приборов по ГОСТу
2 Требования правил к манометрам (оптимальное показание манометра, если стрелка прибора при рабочем давлении находится во 2/3 шкалы).
Для решения задачи мы имеем формулу Ршк=3/2Рраб.
Например: Дано: Рраб=36кгс/см 2 . Определить Ршк?
Решение: Ршк = 3 36/2=54кгс/см 2 .
Выбираем ближайшую шкалу по ГОСТу в сторону увеличения. Это 60 кгс/см 2
Таким образом: Ршк=60
Требование к установке манометра
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.
Существует три вида давления:
1. Барометрическое (атмосферное)- Рб;
2. Манометрическое (избыточное)- Рм;
3. Абсолютное Ра =Рб +Рм .
Приборы для измерения температуры
Классификация
· Жидкостные термометры;
· Манометрические термометры;
· Термопреобразователи сопротивления;
· Термоэлектрические преобразователи.
Единицы измерения температуры:
1. Системные единицы – К (Кельвин); (Т)
2. Внесистемные –С (Цельсия) (t)
3. ОК° = -273,15С°
Перевод внесистемных единиц в системные
Т = t+273,15
Жидкостные термометры : класс точности не ниже 1,5. Основаны на изменении объема жидкости от нагревания. Диапазон измерений от -190 до +600 С. Представляет собой закрытый стеклянный резервуар, соединённый с капилярной трубкой. В качестве жидкости используется ртуть, этиловый спирт, эфир.
Манометрические термометры состоят:
· 2 - термобаллон;
· 1 - капиллярная трубка;
· 6 - чувствительный элемент.
Принцип работы прибора основан: на зависимости давления жидкости или пара с жидкостью в замкнутой системе постоянного объема от температуры.
Бывают: 1 жидкостные – ТПЖ; 2 газовые – ТПГ, 3 парожидкостные ТПП. Диапазон измерения -160 -+750С 0
Термопреобразователи сопротивления.
Действие прибора основано на изменении сопротивления проводника от изменения температуры. Диапазон измерения от -260 до +1100 о С.
Термопреобразователь сопротивления устанавливают по месту. Работает со вторичным прибором:
Соединительные провода. Вторичный прибор (без вторичного прибора не работает) Vj ТСП - термометр сопротивления платиновый. ТСМ - термоприобразователь сопротивления медный.
Термоэлектрический преобразователь . Действие прибора основано на явлении термоэлектрического эффекта. При этом при изменении температуры изменяется ЭДС. Преобразователь термоэлектрический. Соединительные провода. Вторичный прибор ТХК - термоприобразователь хромель - копелевый. ТХА - термопреиобразователь хромель - алюмелевый. Диапазон измерений от-100"до +2200 о С.
Манометры. Единицы давления
Манометры предназначены для измерения давления, разряжения. Манометры, установленные на ГП, ТП (трубопроводах), аппаратах показывают избыточное давление. Чтобы получить абсолютное давление необходимо к числу избыточного давления, снятого по манометру, прибавить 1 (атмосферное давление) в кгс/см кв.
Манометры, устанавливаемые в системах газоснабжения, подразделяются на:
· Жидкостные;
· Пружинные;
· Электроконтактные;
· Мановакууметры.
Мановакуумметры , предназначенные для измерения не только Ризб, но и для измерения разрежения, т.е. давления меньше атмосферного.
Жидкостные манометры . Они предназначены для измерения небольших давлений.
Нулевая отметка шкалы находится посередине. Один конец трубки свободно сообщается с атмосферой. Второй – через резиновый шланг соединяется с измеряемой средой ГП. Трубка до «0» отметки заполняется водой (подкрашенной); можно спирт, тосол и т.п., но необходимо делать поправку на плотность, т.е. приводить ее плотность к плотности воды.
Чтобы снять показания с U -образного жидкостного манометра, необходимо сложить понижение уровня в одном колене с повышением его в другом.
Пружинные манометры . Они предназначены для измерения всех давлений. Пружинный манометр состоит из круглой коробки – корпуса, в которой находится изогнутая латунная трубка овального сечения. Один конец трубки запаян, а другой соединяется через трехходовой кран с измеряемой средой. Запаянный конец трубки (Бурдона), через рычаг соединяется с зубчатым сектором, сопряженным с шестеренкой, на оси которой находится стрелка.
У манометра есть шкала (циферблат), на котором нанесены следующие данные:
1. ГОСТ манометра;
2. Размер корпуса (100, 160мм);
3. Дата выпуска;
4. Класс точности манометра;
5. Погрешность, выраженная в %;
6. Единицы шкалы манометра (Мпа, кгс/см, бар, КПа, Па);
7. Предел измерения давления данным манометром;
8. Тип (МТП, ОБМ, МО и т.д.).
Электроконтактные манометры . Это разновидность обычного пружинного манометра. (ЭКМ).
У ЭКМ кроме черной показывающей стрелки имеется одна или несколько светлых контактных стрелок. К ЭКМ через специальное устройство подается напряжение.
ЭКМ работают в системе автоматики, безопасности и регулирования.
ЭКМ устанавливаются на барабанах котлов, перед горелками котлов для контроля давления, на горелку строго по проекту.
Неисправности манометров:
· Нет клейма или пломбы госповерителя.
· Просрочена госповерка манометра.
· Разбито стекло, помят корпус, грязное стекло.
· Возможны утечки газа через негерметичную трубку Бурдона манометра.
· При посадке на «0» стрелка не садится на нулевую отметку.
· При проверке рабочего манометра с контрольным показания не совпадают.
Исправность и правильность показаний манометра проверяется в следующие сроки:
1. 1 раз в год – госповерка в лаборатории госповерителя.
2. Не реже одного раза в смену – посадка на «0».
3. Не реже 1 раза в 2 месяца – проверка контрольным манометром.
Рабочее положение стрелки манометра должно находиться во второй трети шкалы.