Вимога щодо встановлення манометра

1. Шкала повинна бути чітко видна.

2. Підхід до манометру повинен бути вільним.

3. В залежності від висоти установки манометра вибирається діаметр приладу:

· До 2х метрів - діаметр 100мм;

· Від 2х до Зх метрів - діаметр 160мм;

· Понад Зх метрів - установка манометра заборонена.

4. Кожен манометр повинен мати відключає пристрій (Зх ходовий кран, вентиль або кран)

Правила обслуговування манометра.

Відповідно до технічної інструкції виробляти посадку на «О»

Відомчий огляд 1 раз в 6 місяців.

Державна поверка- 1 раз в 12 місяців.

Знімати і встановлювати манометри тільки за допомогою ключа.

У разі пульсації тиску необхідно вживати заходів:

· При малій пульсації вваривают компенсатор;

· При великій пульсації використовується спеціальний пристрій - розширювач з двома дроселями.

4. Надання першої допомоги при втраті свідомості (непритомності), тепловому і сонячному ударі.

1. Параметри, що характеризують продуктивний пласт.

Нафта і газ акумулюються в тріщинах, порах і пустотах гірських порід. Пори пластів малі, але їх багато, і вони займають обсяг, іноді досягає 50% загального обсягу порід. Нафта і газ зазвичай укладені в пісковиках, пісках, вапняках, конгломератах, які є хорошими колекторами і характеризуються проникністю, тобто здатністю пропускати через себе флюїди. Глини також володіють високою пористістю, але вони недостатньо проникні внаслідок того, що з'єднують їх пори і канали дуже малі, а флюїд, що знаходиться в них, утримується в нерухомому стані капілярними силами.

Пористістю називають частку пустотного простору в загальному обсязі породи.

Пористість залежить в основному від розміру і форми зерен, ступеня їх ущільнення і неоднорідності. В ідеальному випадку (відсортовані однорідні за розмірами сферичні зерна) пористість не залежить від розмірів зерен, а визначається їх взаємним розташуванням і може змінюватися в межах від 26 до 48%. Пористість природної піщаної породи, як правило, значно менше пористості фіктивного грунту, тобто грунту, складеного з кулястих частинок однакового розміру.

Пісковики та вапняки мають ще більш низьку пористість через наявність цементуючого матеріалу. Найбільша пористість в природному ґрунті властива пісках і глин, причому вона зростає (на відміну від фіктивного грунту) зі зменшенням розміру зерен породи, так як в цьому випадку їх форма стає все більш неправильною, а отже, і упаковка зерен - менш щільною. Нижче наведені значення пористості (в%) для деяких порід.

Глинисті сланці 0,5-1,4

Вапняки і доломіт 0,5-33

Зі збільшенням глибини внаслідок підвищення тиску пористість гірських порід зазвичай знижується. Пористість колекторів, на які бурять експлуатаційні свердловини, змінюється в наступних межах (в%):

Карбонатні породи 10-20

Карбонатні породи характеризуються зазвичай наявністю різних за розміром тріщин і оцінюються коефіцієнтом тріщинуватості.

Галька, щебінь> 10

глинисті частинки <0,01

Неоднорідність порід за механічним складом характеризується коефіцієнтом неоднорідності - відношенням діаметра частинок фракції, яка становить з усіма більш дрібними фракціями 60% по масі від всієї маси піску, до діаметру частинок фракції, що становить з усіма більш дрібними фракціями 10% по масі від всієї маси піску ( d60 / d10). Для «абсолютно» однорідного піску, все зерна якого однакові, коефіцієнт неоднорідності Kн = d60 / d10 = 1; Kн для порід нафтових родовищ коливається в діапазоні 1,1-20.

Здатність гірських порід пропускати через себе рідини і гази називається проникністю. Всі гірські породи в тій чи іншій мірі проникні. При існуючих перепадах тиску одні породи непроникні, інші проникні. Все залежить від розмірів сполучених пор і каналів в породі: чим менше часу і канали в гірських породах, тим нижче їх проникність. Зазвичай проникність в перпендикулярному до нашарування напрямку менше його проникності уздовж нашарування.

Порові канали бувають над- і субкапіллярнимі. У сверхкапіллярних каналах, діаметр яких понад 0,5 мм, рідини рухаються, підкоряючись законам гідравліки. В капілярних каналах з діаметром від 0,5 до 0,0002 мм при русі рідин проявляються поверхневі сили (поверхневий натяг, капілярні сили прилипання, зчеплення і т.д.), які створюють додаткові сили опору руху рідини в пласті. У субкапіллярних каналах, які мають діаметр менше 0,0002 мм, поверхневі сили настільки великі, що руху в них рідини практично не відбувається. Нафтові і газові горизонти в основному мають капілярні канали, глинисті - субкапіллярние.

Між пористістю і проникністю гірських порід прямій залежності немає. Піщані пласти можуть мати пористість 10-12%, але бути високопроніцаемого, а глинисті при пористості до 50% - залишатися практично непроникними.

Для однієї і тієї ж породи проникність буде змінюватися в залежності від кількісного і якісного складу фаз, так як по ній можуть рухатися вода, нафта, газ або їх суміші. Тому для оцінки проникності нафтовмісних порід прийняті наступні поняття: абсолютна (фізична), ефективна (фазова) і відносна проникність.

Абсолютна (фізична) проникність визначається при русі в гірській породі однієї фази (газу або однорідної рідини при відсутності фізико-хімічної взаємодії між рідиною і пористої середовищем при повному заповненні пір породи газом або рідиною).

Ефективна (фазова) проникність - це проникність пористого середовища для даного газу або рідини при утриманні в порах інший рідкому або газоподібному фази. Фазова проникність залежить від фізичних властивостей породи і ступеня насиченості її рідиною або газом.

Відносна проникність - відношення ефективної проникності до абсолютної.

Значна частина колекторів неоднорідна за текстурою, мінералогічного складу і фізичним властивостям по вертикалі і горизонталі. Іноді виявляються істотні відмінності фізичних властивостей на невеликих відстанях.

У природних умовах, тобто в умовах дії тисків і температур, проникність кернів інша, ніж в атмосферних умовах, часто вона необоротна при створенні в лабораторії пластових умов.

Іноді ємність колектора і промислові запаси нафти і газу в пласті визначаються обсягом тріщин. Ці поклади приурочені, головним чином, до карбонатних, а іноді - до терригенним породам.

Зазвичай суворої закономірності в розподілі систем тріщинуватості за елементами структур, до яких приурочені нафто- і газосодержащей поклади, не спостерігається.

Для оцінки проникності зазвичай користуються практичної одиницею дарсі, яка приблизно в 10-12 разів менше, ніж проникність в 1 м2.

За одиницю проникності в 1 дарсі (1 Д) приймають проникність такої пористого середовища, при фільтрації через зразок якої площею 1 см2 і довжиною 1 см при перепаді тиску 1 кг / см2 витрата рідини в'язкістю 1 СПЗ (сантипуаз) становить 1 см3 / с. Величина, що дорівнює 0,001 Д, називається міллідарсі (МД).

Проникність порід нафтових і газових пластів змінюється від декількох міллідарсі до 2-3 Д і рідко буває вище.

Прямої залежності між проникністю і пористістю гірських порід не існує. Наприклад, тріщинуваті вапняки, мають малу пористість, часто володіють великою проникністю і, навпаки, глини, іноді характеризуються високою пористістю, практично непроникні для рідин і газів, так як їх поровое простір складається каналами субкапіллярного розміру. Однак на підставі середньостатистичних даних можна сказати, що більш проникні породи часто і більш пористі.

Проникність пористого середовища залежить переважно від розміру порових каналів, у тому числі складається поровое простір.

2. Сепаратори, призначення, пристрій, принцип дії і технічне обслуговування.

При видобутку і транспортуванні в природному газі містяться різного роду домішки: пісок, зварений шлам, конденсат важких вуглеводнів, вода, масло і т.д. Джерелом забруднення природного газ є Привибійна зона свердловини, поступово руйнується і забруднює газ. Підготовка газу здійснюється на промислах, від ефективності роботи яких залежить і якість газу. Механічні домішки потрапляють в газопровід, як в процесі його будівництва, так і при експлуатації.

Наявність механічних домішок і конденсату в газі призводить до передчасного зносу трубопроводу, запірної арматури, робочих коліс нагнітачів і, як наслідок, зниження показників надійності і економічності роботи компресорних станцій і в цілому газопроводу.

Все це призводить до необхідності встановлювати на КС різні системи очищення технологічного газу. Перший час на КС для очищення газу широко використовували масляні пиловловлювачі (рис. 3), які забезпечували досить високу ступінь очищення (до 97-98%).

Масляні пиловловлювачі працюють за принципом мокрого уловлювання різного роду сумішей, які перебувають в газі. Домішки, змочені маслом сепаруються з потоку газу, саме масло очищається, регенерується і знову прямує в маслений пиловловлювач. Масляні пиловловлювачі частіше виконувалися у вигляді вертикальних судин, принцип дії яких, добре ілюструється рис. 3.

Очищається газ надходить в нижню секцію пиловловлювача, вдаряється в відбійний козирок 4 і стикаючись з поверхнею масла, змінює напрямок свого руху. При це найбільш великі частки залишаються в маслі. З великою швидкістю газ проходить за контактними номерами трубках 3 в осадительную секцію II, де швидкість газу різко знижується і частинки пилу по дренажним трубках стікають в нижню частину пиловловлювача I. Потім газ надходить в відбійну секцію III, де в Сепараторному пристрої 1 відбувається остаточне очищення газу.

Недоліками масляних пиловловлювачів є: наявність постійного безповоротного витрати масла, необхідність очищення масла, а також підігріву масла при зимових умовах експлуатації.

В даний час на КС в якості першого ступеня очищення широко застосовують циклонні пиловловлювачі, що працюють на принципі використання інерційних сил для уловлювання зважених часток (рис. 4).

Циклонні пиловловлювачі більш прості в обслуговуванні ніж масляні. Однак ефективність очищення в них залежить від кількості циклонів, а також від забезпечення експлуатаційним персоналом роботи цих пиловловлювачів відповідно до режиму, на який вони запроектовані.

Циклонний пиловловлювач (рис. 4) являє собою посудину циліндричної форми, розрахований на робочий тиск в газопроводі, з вбудованими в нього циклонами 4.

Циклонні пиловловлювач складається з двох секцій: нижній відбійною 6 і верхньої осадительной 1, де відбувається остаточне очищення газу від домішок. У нижній секції знаходяться циклонні труби 4.

Газ через вхідний патрубок 2 надходить в апарат до розподільника і привареним до нього звёздообразно розташованим циклонів 4, які нерухомо закріплені в нижній решітці 5. У циліндричної частини циклонних труб газ, що підводиться по дотичній до поверхні, здійснює обертальний рух навколо внутрішньої осі труб циклону. Під дією відцентрової сили тверді частинки і краплі рідини відкидаються від центру до периферії і по стінці стікають в конічну частину циклонів і далі в нижню секцію 6 пиловловлювача. Газ після циклонних трубок надходить у верхню осадительную секцію 1 пиловловлювача, і потім, вже очищений, через патрубок 3 виходить з апарату. В процесі експлуатації необхідно контролювати рівень отсепарирован рідини і механічних домішок з метою їх своєчасного видалення продуванням через дренажні штуцери. Контроль за рівнем здійснюється за допомогою оглядових стекол і датчиків, закріплених до штуцерів 9. Люк 7 використовується для ремонту та огляду пиловловлювача при планових зупинках КС. Ефективність очищення газ циклонними пиловловлювачами становить не менше 100% дл частинок розміром 40 мкм і більше, і 95% для часток крапельної рідини.

У зв'язку з неможливістю досягти високого ступеня очищення газу в циклонних пиловловлювачах з'являється необхідність виконувати другу сходинку очищення, в якості якої використовують фільтр-сепаратори, що встановлюються послідовно після циклонних пиловловлювачів (рис.5)

Робота фільтр-сепаратора здійснюється наступним чином: газ після вхідного патрубка за допомогою спеціального відбійного козирка направляється на вхід фільтрує секції 3, де відбувається коагуляція рідини і очищення від механічних домішок. Через перфоровані отвори в корпусі фільтруючих елементів газ надходить у другу фільтрувальну секцію - секцію сепарації. У секції сепарації відбувається остаточне очищення газу від вологи, яка вловлюється за допомогою сітчастих пакетів. Через дренажні патрубки мехпримесей і рідина видаляються в нижній дренажний збірник і далі в підземні ємності.

Для роботи в зимових умовах фільтр-сепаратор забезпечений електрообігрівом його нижньої частини, конденсатосборник і контрольно-вимірювальною апаратурою. В процесі експлуатації відбувається уловлювання механічних домішок на поверхні фільтр-сепараторі. При досягненні перепаду, рівного 0,04 МПа, фільтр-сепаратор необхідно відключити і зробити в ньому заміну фільтр-елементів на нові.

Газ, що надходить на головні компресорні станції зі свердловин, як зазначалося, практично завжди в тому лили іншій кількості містить вологу в рідкій та паровій фазах. Наявність вологи в газі викликає корозію обладнання, знижує пропускну здатність газопроводу. При взаємодії з газом при певних термодинамічних умовах, утворюються тверді кристалічні речовини-гідрати, які порушують нормальну роботу газопроводу. Одним з найбільш раціональних і економічних методів боротьби з гідратами при великих обсягах перекачування є осушення газу. Осушення газу здійснюється апаратами різної конструкції з використанням твердих (адсорбція) і рідких (абсорбція) поглиначів.

3. Системи і схеми збору, транспорту газу, їх переваги і недоліки