Методические указания по проведению вакуумно-газовой съемки в дегазационном трубопроводе

1. Вакуумно-газовая съемка в дегазационном трубопроводе проводится в случаях, когда не обеспечивается заданная эффективность дегазации или содержание метана в отсасываемом газе ниже установленной нормы.

2. Перед производством вакуумно-газовой съемки газопровод делится на участки. Критериями выбора протяженности участков газопровода являются постоянные дебиты метана и диаметр газопровода. Начало маршрута от дегазационных скважин. Замерное устройство (диафрагма) для определения параметров метановоздушного потока устанавливается на скважинах и на выходе участкового газопровода.

3. Перед проведением вакуумно-газовой съемки составляется схема дегазационной сети с нанесением на ней пунктов замера параметров потока. Измерения показателей потока производятся в здании ВНС, на выходе газопровода из шахты (магистральной скважины), в шахте перед стволом (магистральной скважины), в местах разветвления газопровода или изменения его диаметра, на выходе участкового газопровода, на скважинах (группе пластовых скважин).

Вакуумно-газовая съемка должна выполняться группой работников одновременно по всей дегазационной системе (от скважин до вакуум-насосов). Время производства замеров в пунктах наблюдений устанавливается графиком. Съемка должна быть проведена за время. не превышающее одну смену.

4. Подсосы воздуха в газопровод на отдельных его участках определяются как разность дебитов метановоздушной смеси, измеренных на концах исследуемого участка.

Дебит метана, измеренный на диафрагме, принимается постоянным на всем протяжении участка газопровода (до следующего пункта установки диафрагмы). Дебит же метановоздушной смеси в промежуточных точках участкового газопровода, где замерялись разрежение и концентрация метана, определяется по формуле

, (1)

где - расход метановоздушной смеси на i-ом участке газопровода, м /мин;

- дебит метана на i-ом участке газопровода, м /мин

- концентрация метана в пункте замера, %.

5. Давление в газопроводе в пунктах замера параметров потока метановоздушной смеси определяется по формуле

, (2)

где - давление газа в трубопроводе, мм рт. ст.;

- давление воздуха в выработке в месте производства замеров, мм рт. ст.;

- разрежение газа в трубопроводе, мм рт. ст.

6. Фактические потери давления газовоздушной смеси на отдельных участках газопровода определяются как разница измеренных величин давления газа на концах исследуемого участка газопровода.

7. Значения фактических и расчетных (или нормативных) потерь давления газа по участкам (ветвям) газопровода заносятся в таблицы. При этом все величины метановоздушных потоков должны быть приведены к нормальным условиям.

Сравнением фактических подсосов воздуха с нормативными выявляются нарушенные участки газопровода, требующие повышения качества их сборки.

Состояние газопровода по пропускной способности выявляется путем сопоставления фактических потерь давления газовоздушной смеси с расчетным их значением на отдельных участках газопровода или маршрутах (от скважин до ВНС). Фактические потери давления не должны быть меньше расчетных.

Приложение 3

Определение мест и причин подсосов воздуха в скважину, выбор способов их снижения

1. Определение мест и причин подсосов воздуха в скважину производится ИТР службы дегазации совместно с буровыми мастерами после герметизации скважины и в тех случаях, когда содержание метана в участковом газопроводе или эффективность дегазации ниже принятых в проекте.

2. Методика определения мест и причин подсосов воздуха в скважины основана на изучении изменений содержания метана по длине скважины при наличии в ней разрежения. Измерения в скважине производится после ее герметизации и в период эксплуатации.

3. Отбор проб газа из скважины производят с помощью специального зонда (рис. II.3.1). В его комплект входит тройник с патрубками 2 и 3. Патрубок 2 служит для ввода в скважину штанг 8, а патрубок 3 для соединения скважины с газопроводом 6.

Не нашли, что искали? Воспользуйтесь поиском по сайту: