Скважинная добыча и подземное хранение газа-1

vk.comclub152685050 vk.comid446425943

Для движения газа вдоль поверхности можно составить векторное уравнение:

Т.е. полное давление равно сумме динамического и статического давления. Зная это имеем:

Получив это уравнение можем выделить из него скорость потока, а зная скорость, можем определить объемный расход: Q=SV, где S — площадь поперечного сечения потока, V — средняя скорость потока.

Современные трубки Пито способны вычислять скорость и расход автоматически.

27. Исследование газовых скважин на неустановившихся режимах притока.

Исследования заключаются в снятии и обработке кривых: восстановления забойного давления после остановки скважины; стабилизации Р и дебита после пуска скважины; перераспределения Р при постоянном дебите и дебита при постоянном Рз; перераспределение Р в реагирующих скважинах; изменение дебита и Р при эксплуатации скважины. Определяемые параметры: проводимость, проницаемость, пьезопроводность, пористость, Рпл, зоны с резко выраженной неоднородностью пласта, условия работы скважин.

	P	2	-P	2
		пл		заб

р2

пл

	р
	2
	заб
Q

28. Оборудование для исследования газовых скважин. Установки «Надым -1» и «Надым-2» Установки "Надым-1,-2" предназначены для газогидродинамических исследований скважин газовых

месторождений и подземных хранилищ газа. Установки монтируются на факельной, задавочной линиях ("Надым-1") или на технологической линии перед шлейфом ("Надым-2"). Установки представляют собой устьевые малогабаритные быстросъемные устройства, состоящие из трех основных функциональных элементов: сепаратора, очищающего продукцию от механических примесей и жидкости; расходомера и емкостей для сбора отсепарированных твердых и жидких примесей. Сепаратор состоит из блоков первой и второй ступени сепарации. В блоке первой ступени поток продукции скважин с помощью прямоточно-центробежного завихрителя приобретает поступательновращательный характер, твердые и жидкие частицы центробежными силами отбрасываются к стенкам корпуса, задерживаются прямоточным отбойником и скапливаются в нижней части блока, откуда попадают в контейнер. Более тонкая очистка добываемого газа происходит во второй ступени сепарации. Здесь газ, обтекая фильтро-пакет, с помощью завихрителя второй ступени дополнительно закручивается и, проходя сквозь фильтр и хвостовик каркаса фильтра, попадает в расходомер. Примеси, задержанные во второй ступени сепарации, накапливаются в контейнере.

Расходомером в комплекте "Надым-1" является ДИКТ, а в установке "Надым-2" - диафрагменное сужающее устройство УСБ-100-16. Контейнеры - цилиндрические емкости диаметром 219 мм соединяемые быстроразъемным соединением с корпусом.

На каждом режиме проводимого исследования производится отбор проб механических примесей и жидкости в мерные сосуды и контейнеры (ёмкости). Пробы направляются в химико-аналитическую лабораторию для проведения гранулометрического и гидрогеохимического анализа. После каждого режима производится визуальный осмотр фильтр-пакета, повреждённые фильтра заменяются новыми.

11

vk.comclub152685050 vk.comid446425943

Установки "Надым-1", "Надым-2" должны подвергаться гидравлическому испытанию (дизельным топливом) каждые 200 часов непрерывной работы. При сборке на скважине установки "Надым-1", "Надым-2" проверяются опрессовкой давлением Рст. Контейнеры демонтируются только после полного стравливания давления газа.

29. Технологические режимы эксплуатации газовых скважин.

Под технологическим режимом эксплуатации скважины понимается поддержание на забое (устье) скважины или наземных сооружениях заданных условий изменения дебита, давлений, температур, осуществляемых путем их регулирования, и обеспечивающих соблюдение правил охраны недр, окружающей среды и безаварийную эксплуатацию скважин и наземного оборудования.

Технологический режим работы скважин зависит от геолого-эксплуатационных характеристик м/р, свойств газа, конденсата и воды, от условий подачи газа и конденсата потребителям, заданных кондиций газа и конденсата.

В практике эксплуатации газовых скважин на различных месторождениях газ отбирают при следующих режимах:

1.Режим постоянного допустимого градиента давления на стенке скважины - применяется в слабосцементированных рыхлых пластах;

2.Режим постоянной максимально-допустимой депрессии на забое - применяется в пластах слабосцементированных, неустойчивых, рыхлых;

3.Режим поддержания постоянного оптимального дебита - режим назначается в скважинах, вскрывших крепкие, устойчивые, сцементированные коллекторы;

4.Режим постоянного забойного давления - назначается при разработке газоконденсатных м/р с целью максимального извлечения конденсата;

5.Режим постоянного устьевого давления - назначается при необходимости подачи газа в транспортную систему заданного давления (для продления бескомпрессорного периода эксплуатации месторождения);

6.Режим предельного безводного дебита

Режимы что давал Юшков Ю.Ф.

1)Режим постоянного дебита.

2)Режим постоянной депрессии.

3)Режим превышающей скорости на устье.

4)Режим постоянного давления на устье.

5)Режим постоянной скорости на устье.

30.Расчет забойного давления в работающей газовой скважине по давлению на её устье.

В работающей скважине распределение давления происходит по следующей зависимости:

P	P2e2S 1.477	Z 2Q2T 2	(e2S 1)
3	у	D5
			12

vk.comclub152685050 vk.comid446425943

где S=0.03415ρH/ZcpTcp; ρ – относительная плотность по воздуху; Н – глубина скважины, Zcp – коэффициент сверхсжимаемости газа; Тср=(Ту+Тзаб)/2 – средняя температура по стволу скважины, λ – потери на трение в трубах, D – внутренний диаметр труб.

31. Расчет диаметра лифтовых труб в скважине.

Оптимальный диаметр НКТ рассчитывается из условия выноса с забоя на поверхность твердых частиц, жидких частиц и из условия обеспечения минимальных потерь давления в стволе скважины. Если диаметр, полученный по условию обеспечения минимальных потерь давления в стволе скважины, больше диаметра, определенного из условия обеспечения выноса твердых и жидких частиц на поверхность, то принимается диаметр, определенный по данному условию. Если же диаметр окажется меньше вычисленного из условия необходимости выноса примеси на поверхность, то его можно также увеличить. Если существует опасность разрушения пласта или подтягивания воды, необходим вынос на поверхность жидкости или продуктов разрушения пласта. Если же дебиты скважины ограничены другими факторами, то расчет ведется из условия снижения потерь давления до минимального значения. Как показывает промысловый опыт, вынос этих частиц обеспечивается тогда, когда скорость восходящего потока в скважине превышает критическую скорость, соответствующую взвешенному состоянию частиц и равна:

	г	1,2 w
		кр

			d	2	g(					)
						ч			г
	кр
							г

где d - диаметр частицы, м ; ρг - плотность газа, кг/м3; ρч – плотность частиц, кг/м3 (обычно принимается 2500 кг/м3), – аэродинамический коэффициент скольжения, g – ускорение свободного падения, м/с2.

Согласно опытным данным минимальная величина скорости газа, обеспечивающая вынос частиц породы и воды, находиться в пределах 4-10 м/с. (Вроде бы говорили от 4-6 м/с, выше 6 может происходить разрушение породы и чрезмерный вынос песка, что приведет к быстрому износу труб).

Определение диаметра по условию обеспечения минимальных потерь давления в стволе скважины:

1,377 Q2 Z 2

Т 2

(е zs 1) 10 10

D S

ср

рс

p 2 e zs

p 2

c

y

В общем виде как давал Шешуков Н.Л. = √12.3

пл

хз правильно или не с тетради списал.

кр з

ст

32.Распределение температуры газа по стволу работающей скважины.

Вслучае отсутствия зоны многолетней мерзлоты

распределение температуры по стволу работающей скважины определяется по формуле:

где L - глубина скважины, м; Di - коэффициент

Джоуля - Томсона, К/МПа; Тх - температура газа на глубине х, К; Тпл – пластовая температура на

глубине L середины перфорации,	К; рз и ру – давления на забое	и на устье,	МПа; Г –	средний
геотермический коэффициент на	участке от L до х, град/м; А –	термический	эквивалент	работы
				13

vk.comclub152685050 vk.comid446425943

(А=1/427 ккал/кгм); Ср– теплоемкость газа, ккал/кг*К; DТ – падение температуры газа в призабойной зоне вследствие дроссель-эффекта.

Эта формула походу для общего случая (ничего не было написано)

G - весовой расход газа, кгс/ч; t - время работы скважины с начала её эксплуатации, ч; h - толщина пласта, м; Сп - объёмная

теплоёмкость газоносной породы, ккал/м3; Rк , rс -радиусы контура питания и скважины

Геотермический коэффициент. Этот параметр для различных месторождений изменяется в широких пределах (0.015 - 0.09град/м), что вызывает необходимость определения его значения для данного месторождения путём непосредственного замера температур пласта и нейтрального слоя по формуле:

Величина геотермической ступени с глубиной изменяется из-за различной теплопроводности пород, залегающих на различных глубинах. Геотермическим градиентом называют изменение температуры горных пород на каждые 100 м. Эта величина так же различна для разных месторождений и изменяется в широких пределах (0,015-0,09г/м). Средний геотермический градиент для данного месторождения можно определить расчетным путем, если известно Тпл.

При движении газа от забоя скв. к устью вследствие дросселирования газа и теплообмена понижается Р и Т, что приводит к фазовым превращениям. Параметры, определяющие изменение температуры в скв.: геотермический коэф., теплоемкость г.п., теплопроводность г.п., теплоемкость газа, коэф. ДжоуляТомсона, а также зависит от наличия зоны многолетней мерзлоты.

33-34. Особенности эксплуатации газовых скважин в условиях ММП. Основные виды осложнений состояния скважин, вызванные ММП.

В условиях Крайнего Севера строительство и эксплуатация скважин с наличием в разрезе многолетнемерзлых пород (ММП) осложняются осыпями и обвалами пород, размывом приустьевой зоны при бурении, поглощением тампонажного раствора при цементировании, потерей продольной устойчивости конструкции скважин, а при обратном промерзании – смятием колонн при последующем освоении и эксплуатации.

Все это приводит к разгерметизации колонн или разрушениям наземного оборудования, к появлению неуправляемых каналов прорыва углеводородного флюида из пласта на дневную поверхность, что сопровождается катастрофическими последствиями, определяющими актуальность проблемы не только с технической, но и с экологической точки зрения.

Размещение глубоких разведочных и эксплуатационных скважин должно осуществляться в основном на площадях с талыми и мерзлыми породами, не подверженных просадкам и деформациям, и базироваться на основе данных о мерзлотной обстановке.

Образование кристаллогидратов создает серьезные трудности при эксплуатации скважин, вызывая изменение их производительности и даже прекращая подачу газа из скважин вследствие формирования гидратных пробок, обмерзания оборудования и т.д.

14

vk.comclub152685050 vk.comid446425943

Поскольку тепловой режим скважин существенно зависит от их дебита, в ряде случаев можно определить такие предельные дебиты, выше которых будет обеспечен “безгидратный” режим эксплуатации месторождения без подачи ингибитора гидратообразования на забой скважины.

С увеличением дебита теплообмен газа с породой возрастет. Температура газа на устье скважины также повышается до некоторой предельной величины.

С дальнейшим ростом дебита потери напора увеличиваются настолько, что снижение температуры за счет эффекта Джоуля – Томсона превалирует над теплообменом и температура газа снижается. При значительных дебитах скважин необходимо учитывать дроссель-эффект.

35. Схемы сбора газа, расчет газосборных трубопроводов.

Схемы сбора

При разработке газовых или газоконденсатных месторождений с небольшим содержанием углеводородного конденсата и при отсутствии сероводорода в составе пластового газа применяют четыре схемы внутрипромыслового сбора газа: линейную, лучевую, кольцевую и групповую.

Газ из скважин, пройдя прискважинные сооружения по очистке от твердых взвесей и жидкостей, по шлейфам направляется в общий газосборный коллектор, промыслоювый газосборный пункт (ГСП) и магистральный газопровод. Углеводородный конденсат из прискважинных сооружений по самостоятельным трубопроводам, проложенных параллельно газопроводам, направляется на ГСП.

15

vk.comclub152685050 vk.comid446425943

Линейная, лучевая и кольцевая схемы промыслового сбора и транспорта газа с прискважинными сооружениями и отдельными технологическими нитками промысловой обработки газа для каждой скважины имеют следующие недостатки:

1.Промысловое оборудование установлено на большой территории.

2.Скважины с прискважинным оборудованием для очистки, осушки и замера газа требуют большого числа квалифицированного обслуживающего персонала.

3.Значительные длина промысловых дорог, металлоемкость коммуникаций водоснабжения, теплоснабжения и доставки реагентов.

4.Сложность устройства и функционирования систем дистанционного измерения давления, температур, расходов, управления технологическим режимом работы скважин и прискважинного оборудования.

5.Значительные потери газа и конденсата в запорной арматуре и прискважинных сооружениях.

При разработке газоконденсатных месторождений стали применять групповую коллекторную схему сбора, внутрипромыслового транспорта газа и конденсата. В этом случае отделение твердых взвесей от газа, получение углеводородного конденсата, измерение объемов сухого газа и конденсата проводят на газосборном пункте (ГП), который стал называться установкой комплексной подготовки газа - УКПГ, которая размещается, как правило, в центре группы скважин. Газ и конденсат от УКПГ по самостоятельным трубопроводам поступают на промысловый газосборный пункт (ПГСП) или головные сооружения магистрального газопровода (ГС).

Расчет газосборных сетей

Газопроводы от скважин до газосборного коллектора или УКПГ называются шлейфами. Их рассчитывают по формуле пропускной способности газопровода:

где Е - коэффициент уменьшения пропускной способности шлейфа изза наличия жидкости и отложений твердой фазы в газопроводе; р1, р2 - абсолютные давления в начале и конце шлейфа соответственно ( 0,1

МПа); D - внутренний диаметр шлейфа (см); λ=λ(Re) - коэффициент гидравлического сопротивления

шероховатых труб; -	относительная плотность	газа по воздуху; z,	Т - коэффициент
сверхсжимаемости и	абсолютная температура газа	соответственно; L -длина	шлейфа (км).

Внутренний диаметр шлейфа определяется из расчета на максимальный дебит скважины таким образом, чтобы потери давления были не больше 0,05-0,1 МПа на 1 км длины шлейфа. При обосновании диаметра шлейфа также учитываются термодинамические условия. Шлейф может играть роль холодильника газа, выходящего из скважины с температурой, большей температуры грунта на уровне укладки шлейфа, или подогревателя, если температура газа, выходящего из скважины, меньше температуры грунта. Обычно внутренний диаметр шлейфа единичной скважины равен 102, 125 или 150 мм. При движении газа с куста скважин до УКПГ диаметр выкидной линии равен 200, 325 и даже 426 мм (сеноманская залежь Уренгойского газоконденсатного месторождения).Толщина стенки труб промыслового газосборного коллектора рассчитывается по давлению газа на УКПГ в первый год эксплуатации месторождения, несколько превышающему давление газа в начале магистрального газопровода (5,6 или 7,6МПа).

16

vk.comclub152685050 vk.comid446425943

36. Сепарация газа и типы сепараторов.

Сепарация - процесс разделения (отделения, разъединения) твердой, жидкой и паровой фаз в газовом потоке.

Аппараты, в которых происходит отделение твердой или жидкой фазы от газовой, называются сепараторами. Сепараторы по различным признакам можно классифицировать:

а) по назначению - на рабочие, замерные;

в) по положению в пространстве - на вертикальные, горизонтальные, наклонные;

г) по способу разделения фаз - на механические, жидкостные, электрические.

Сепараторы с механическим способом разделения фаз подразделяются по характеру сил, используемых для разделения, на: гравитационные, центробежные, инерционные, фильтрационные.

Наиболее распространенными в газодобывающей промышленности рабочими сепараторами являются следующие: вертикальные (горизонтальные) гравитационные; вертикальные центробежные; вертикальные (горизонтальные) жалюзийные.

При большом содержании жидкости широко применяют гравитационные (вертикальные, горизонтальные) сепараторы. Циклонные (каплеотделители) используют в качестве сепараторов первой ступени. Для более полной очистки газа от жидкости применяют горизонтальные жалюзийнопленочные сепараторы с вертикально расположенными жалюзями. Гравитационные сепараторы имеют высокие показатели по степени отделения жидкости и твердой фазы, но являются металлоемкими. Циклонные - имеют невысокий коэффициент разделения, но небольшую металлоемкость.

Скорость потока в сепараторе должна быть меньше критической, для того чтобы не происходил вынос мех примесей потоком газа.

37. Осушка газа на газовых месторождениях.

Абсорбционная осушка газа

Абсорбционный – основан на способности жидких абсорбентов поглощать из природного газа влагу. В качестве абсорбента (поглотителя) используют - этиленгликоль (ЭГ), диэтиленгликоль (ДЭГ), триэтиленгликоль (ТЭГ), а также масла, амины. Такие установки выгодны при осушке газа до точек росы, не превышающих –200С.

Основным элементом установки есть абсорбер, в котором газ движется снизу вверх, а на встречу сверху - вниз стекает абсорбент. Газ, контактируя с абсорбентом осушается, абсорбент поглощая воду насыщается ей и направляется на регенерацию.

Газ от кустов скважин по газосборным коллекторам-шлейфам подается на пункт переключающей арматуры. В пункте переключающей арматуры сырой газ распределяется по шестнадцати входным ниткам в восемь блоков узла входа шлейфов (УВШ) объединенных попарно. Дальше газ поступает в сепаратор для отделения мех примесей от газа. Дальше идет в абсорбер где осушается газ. Осушенный газ, перед тем как попасть в МГ проходит сначала АВО с целью исключения растепления многолетнемерзлых присадочных грунтов и повышения надежности работы промыслового подземного газопровода. Потом поступает в узел замера газа.

17

vk.comclub152685050 vk.comid446425943

Адсорбционная осушка газа

Адсорбционный – используются твёрдые поглотители, например силикагель, активированный окиси алюминия (боксита) и цеолиты. Эти вещества гранулированы и имеют сильно развитую внутреннюю поверхность сообщающихся между собой пор. Влага адсорбируется в порах при низкой температуре и испаряется при подогреве.

Цех состоит из двух адсорберов, один из которых находится в регенерации, в качестве адсорбента силикагеля.

Газ со скважин подаётся во входной сепаратор горизонтального типа С-1, где выделяются жидкая и твердая фазы, а затем поступает в адсорбер А-1, проходя через слой адсорбента сверху вниз. При этом адсорбент поглощает из газа парообразную влагу и осушенный газ направляется в магистральный газопровод. Для

регенерации используется осушенный газ после работающего адсорбера, необходимое количество которого компрессором К-1 подается в печь подогрева П-1, где он приобретает температуру 180-200°С и затем подается снизу вверх в регенерируемый адсорбер, в котором за счет высокой температуры происходит десорбция поглощенных во время цикла адсорбции воды и тяжелых углеводородов, После этого газ регенерации охлаждается в аппарате воздушного охлаждения Х-1 и поступает в сепаратор С-2, для отделения сконденсировавшихся продуктов десорбции, после чего газ возвращается в линию сырого газа перед сепаратором С-1. Адсорбер включают в регенерацию при недостаточной точке росы. Недостаток данной технологии - повышение гидравлических сопротивлений адсорберов в результате истирания и уплотнения адсорбента, что приводит к более раннему вводу в эксплуатацию дожимной компрессорной станции.

Низкотемпературная сепарация газа (НТС)

Весь процесс НТС сводится к охлаждению природного газа с последующим разделением газоконденсатной смеси в сепараторе на жидкую и газовую фазы. Этот процесс нашел широкое применение для подготовки газа северных месторождений валанжинских залежей и газов с потенциальным содержанием конденсата до 400 г/м3.

По данной схеме сырой газ из скважины поступает в пробко-уловитель П для улавливания жидкостных пробок, откуда на первую ступень сепарации во входной сепаратор С-1, где от газа отделяется жидкая

18

vk.comclub152685050 vk.comid446425943

фаза: вода, углеводородный конденсат. На выходе из сепаратора газ разделяется на два потока: один поток подается на теплообменник Т-1 "газ - газ", где охлаждается потоком газа из низкотемпературного сепаратора С-2, другой поток подается на охлаждение холодным потоком жидкости из низкотемпературного сепаратора С-2. Соотношение разделенных потоков газа выбирается таким образом, чтобы температура охлажденного газа на выходе из Т-1 и Т-2 была примерно одинаковой. После охлаждения в теплообменниках потоки газа объединяются и подаются на эжектор (дроссель) ЭЖ, где срабатывается избыточное давление до давления газа в трубопроводе, при этом газ охлаждается до температуры минус 25 °С и подается на сепаратор С-2 второй ступени сепарации, где от него отделяется жидкая фаза - водный раствор гликоля или метанола и углеводородный конденсат. Очищенный от жидкости сухой" газ проходит рекуперативный теплообменник Т-1, откуда поступает в газопровод в качестве товарного продукта. Суммарное охлаждение газа на дросселе с учетом его предварительного охлаждения составляет до 1 °С на 1 МПа перепада давления.

38. Дожимные компрессорные станции, их назначение и время ввода.

Принципиальная схема дожимной компрессорной станции (ДКС).

ДКС предназначена: для повышения давления газа при его транспортировании по трубопроводу или осуществления необходимых технологических процессов, закачка газа в н. пласт, осуществления газлифта, подготовка газа компрессорным способом. ДКС состоит: один или несколько компрессорных цехов, система сбора, удаления и обезвреживания механических и жидких примесей, система электро-, тепло-, водоснабжения и др. Компрессорный цех включает: узел подключения, установку очистки газа, охлаждения, система топливного, пускового и импульсного газа, система подготовки и охлаждения смазочного масла, КИП и др.

Компрессорные станции кроме самого здания, где размещаются компрессоры, должны иметь следующие сооружения и оборудование вспомогательного характера: группу сепараторов на приеме компрессоров для предварительной очистки газа от жидкости и механических примесей; маслоотделители; холодильники; сепараторы для отделения выпавшего в холодильнике конденсата; газозамерный и газораспределительный пункт; трубопроводную обвязку; механическую мастерскую; различные склады (для масел, запасных частей).

ДКС вводятся во время периода постоянной добычи (отборов) – по лекции Юшкова. Ю.Ф.

Период до ввода ДКС – бескомпрессорная эксплуатация, после ввода ДКС – компрессорная эксплуатация.

39. Явления обратной конденсации и обратного испарения в газоконденсатных залежах.

Образование газоконденсатной залежи связано с ретроградными явлениями (обратным испарением и обратной конденсацией), основанными на способности жидких углеводородов при определённых термобарических условиях растворяться в сжатых газах и конденсироваться из последних при снижении давления.

Ретроградная конденсация, выпадение жидкой фазы в двухили многокомпонентной газовой системе вблизи её критической точки при изотермическом (постоянная температура) снижении давления.

19

vk.comclub152685050 vk.comid446425943

Высокомолекулярные углеводородные компоненты смеси после снижения давления в залежи ниже давления начала конденсации ρнк переходят в жидкую фазу, которая остается неподвижной практически на всем протяжении разработки месторождения в силу низкой фазовой насыщенности (не более 12-15% объема пор), намного меньшей порога гидродинамической подвижности (40-60%).

Переход природных углеводородных многокомпонентных систем из однофазного газообразного (однофазного жидкого) состояния в двухфазное парожидкостное состояние при изотермическом снижении давления (ретроградная

конденсация) или изобарическом уменьшении температуры (ретроградное испарение).

40. Промысловые газоконденсатные исследования.

Промысловые газоконденсатные исследования (ГКИ).

Производятся на одном или нескольких стационарных режимах. Пластовый газ с помощью газосепаратора разделяется на две фазы – газ и жидкость. Производится замер каждой фазы. Отбираются пробы каждой фазы. Определяется обводненность продукта скважины.

Газоконденсатные исследования могут проводиться, как традиционным методом с применением обычных измерительных газосепараторов, при котором дебит газа определяется с помощью ДИКТа и сжигается на факеле, а дебит жидкости определяется объемным методом, так и с применением современных газоконденсатных установок, оборудованных высокоточными расходомерами (по газу и жидкости), что позволяет работать в сборный шлейф без потерь (без сжигания газа).

Составляется первичный отчет по результатам промысловых газоконденсатных исследований, результаты которого являются исходными данными для аналитическо-лабораторных исследований.

Так же используют способ исследования малогабаритными сепараторами, но они неэффективны, т. к. через него проходит 2-ух фазная среда и трубка врезанная в трубу не может отобрать пробу полностью (схемы есть в лекциях, кто был у того они есть).

41. Исследование газоконденсатных систем на установках фазовых равновесий.

Короче типа исследования на бомбах PVT.

Термодинамические исследования проводятся на установках фазовых равновесий различных конструкций, но единого принципа действия. Все установки состоят из термостатируемой бомбы различного объема и рассчитанной на различное рабочее давление; поджимки, позволяющей загружать в бомбу газ из баллона; насоса для перекачивания гликоля или ртути измерительного пресса для загрузки конденсата в бомбу; термостата и счетчика выпускаемого из бомбы газа. Бомба оборудована смотровым окном для визуального наблюдения процессов, происходящих в бомбе, и замера уровней жидкости. В бомбе при помощи поршня или ртути можно создавать различные давления. Созданную в бомбе смесь можно перемешивать при помощи магнитной мешалки или покачиванием самой бомбы.

20