Основные элементы систем нефтегазосбора. 1 страница

Статья 15.11 КоАП РФ - Грубое нарушение правил ведения бухгалтерского учета и представления бухгалтерской отчетности

Грубое нарушение правил ведения бухгалтерского учета и представления бухгалтерской отчетности, а равно порядка и сроков хранения учетных документов -

влечет наложение административного штрафа на должностных лиц в размере от двух тысяч до трех тысяч рублей.

Примечание. Под грубым нарушением правил ведения бухгалтерского учета и представления бухгалтерской отчетности понимается:

искажение сумм начисленных налогов и сборов не менее чем на 10 процентов;

искажение любой статьи (строки) формы бухгалтерской отчетности не менее чем на 10 процентов.

1. Добывающие, нагнетательные, поглощающие, контрольные и другие виды скважин 2. Групповые замерные установки (ГУ). 3. Дозаторные установки. 4. Путевые нагреватели. 5. Сепаратор газа 6. Дожимные насосные станции 7. Установки подготовки нефти 8. Очистные сооружения по воде 9. Резервуарные парки 10. Компрессорные станции и системы улавливания паров нефти (УЛФ). 11. Блоки очистки газа от сероводорода. 12. Головные сооружения. 13. Система ППД.

Требования:

1) низкая капитало- и материалоемкость объектов всех назначений;

2) миним.протяженность тр-дов, дорог, ЛЭП, вспомогательных коммуникаций; 3} миним кол-во и размеры технол.площадок, а также число аппаратов и др.оборудования на них;4) полная герметизация резервуарных парков, аппаратов низкого и высокого давления;5) высокая степень надежности и автоматизации управлением технол.процессами и оборудованием всех видов;6} максим.экологическая безопасность, исключающей попадание вредных веществ в атмосферу, почву, подземные воды и открытые водоемы;7) обеспечение эфф. сбора и обработки продукции скв на всех стадиях разработки н/г месторождений без сущ-х работ и затрат на реконструкцию, за счет выс.технологий и многофункциональных возможностей примен.обор-я;8) раздельного сбора безводной и обводненной нефти в варианте тр-дов «неравных тр-дов», сущ-но сокращающего объемы подготовки нефти;9) рассредоточение процессов подготовки продукции скв, предварительный сброс воды, обезвоживание нефти и обессоливание;10) нейтрализация сероводорода продукции скв одних горизонтов(полной или частичной) ионами железа, содержащимися в водах других горизонтов;11) обеспечение предвар.сброса качественных попутных вод на скв, групповых установках и ДНС, максимально приближенных к объектам системы ППД;12) глубокой очистки сточных др.типов вод по каскадной технологии, извлечение из нее ценных в-в типа брома, йода, солей и т.д.;13) ППД путем адресной закачки нужного объема воды под необходимым давлением и требуемого качества;14) обеспечение выс.производит-ти труда и миним.численности обслуживающего персонала;

15) совмещение процессов транспортирования и передачи продукции скв в функцион.аппараты с технологическими операциями по эфф. формированию зародыше пузырьков газа,их росту, коалесценции и расслоению потока на жидкость и газ, очистке газа от капельной ж-ти и сероводорода, перед поступлением в сепараторы, разрушению бронирующих оболочек на глобулах пластовой воды, их коалесценции и расслоению ж-ти на малообводненную Н и В ещё до поступления в отстойную аппаратуру и резервуары, обессоливание и улучшение качества нефти компаундированием и др.методами в тр-дах различного назначения(включая магистральные) и резервуарных парках.

2. Унифицированная схема сбора и подготовки нефти, газа и воды института Гипровостокнефть и ВНИИСПТнефть.

Унифицированные технологические схемы комплексов сбора и подготовки нефти, газа и воды разработаны институтами Гипровостокнефть и ВНИИСПТнефть на основании анализа и обощения последних достижений и научных исследований в этой области, выполненных институтами отрасли.

в связи с разнообразными условиями размещения и разработки мест-й, их энергетических возможностей, ф/х свойств продукции скв, а также особых условий отдельных нефтедобывающих районов возможно применение насосов для транспортирования газонасыщенной нефти и бескомпрессорного транспортирования газа 1ступени сепарации на центральный нефтесборный пункт. В этом случае комплекс сбора может иметь два варианта технологической схемы.

Вариант 1 предусматривает размещение на месторождении 1 ступени сепарации с ДНС, с предварительным обезвоживанием нефти. При этом процесс предварительного обезвоживания необходимо проводить при давлении 1 ступени сепарации. В процессе предварительного обезвоживания нефти необходимо обеспечивать такое качество сбрасываемой пластовой воды, которое удовлетворяло бы требованиям при закачке ее в трещиновато-пористые коллекторы (как наиболее распространенные).

Вариант2 предусматривает размещение на месторождении сепарационной установки с насосной откачкой без сброса воды.

1-скважина; 2-группо­вая замерная установка (спутник); 3- блок подачи реагента; 4-сепаратор I ступени; 5-емкость предваритель­ного сброса воды; 6-печь; 7- каплеобразователь; 8-отстойнойник; 9-смеситель; 10- электродегидра­тор;11-сепаратор горячей ступени; 12-насос; 13- установка подготовки газа; 14- узел учета товар­ной нефти; 15- узел качества; 16-резервуар товарной нефти; 17-резервуар некондиционной нефти; 18- резервуар пластовой воды; 19- узел замера расхода воды; 19 – узел замера расхода воды; 20 – блок дегазатора с насосом; 21- блок приема и откачки стоков; 22- емкость шламона­копитель; 23-мультигидроциклон; 24-блок приема и откачки уловленной нефти; 25-блок очистки; 26- блок подачи ингибитора; 27 – септик.При выборе варианта технологичекой схемы сбора учитывают:- энергетические возможности месторождения в основной период его разработки;-способ эксплуатации скв; -ф/х св-ва нефти и водонефтяной эмульсии; -рельеф местности, который характеризуется суммой геодезических подъемов на 1 км трассы.

3.Принципиальные схемы подготовки сернистых и девонских нефтей института ТатНИПИнефть и ОАО «Татнефть».

Принципиальные совмещенные схемы подготовки сернистых и девонских нефтей.

1- скважина; 2-реагент; 3-ГЗУ; 4- технологический трубопровод; 5-КДФ; 6- сепаратор-УПС; 7-насос; 8-линейный каплеобразователь; 9- УПС; 10-печь; 11-секционный каплеобразователь; 12,15-отстой­ник (электродегидратор); 13-пресная вода; 14-смеситель; 16-технологический резервуар (бу­лит); 27-гидрофобный фильтр; 28- трубный аппарат; 19-блок стабилизации.

Основными отличительными технологическими и техническими элементами являются:1. Подача демульгатора 2 на начальных участках сборных трубопроводов, разрушение эмуль­сии на 70-80% путем увеличения техно­логического времени до 120 и более минут и доведение размера глобул пластовой воды перед установками предварительного сброса пластовых вод (УПС) до 100-200 мкм.2. Монтаж перед УПС в условиях дожимной насосной станции (ДНС) или установки подго­товки нефти (УПН) концевых делителей фаз (КДФ) 5 для расслоения газированного потока эмульсии на нефть, газ и воду.3. Применение линейных и секционных каплеоб­разоватедей 8, 11 перед отстойниками 9, 12 и 15.

4. Безштуцерный ввод расслоенного потока в отстойные аппараты 9, 12, 15.

5. Возврат опресненной воды после отстойных аппаратов 15 на прием насоса

6. Возврат дренажной воды после аппаратов 12 на прием УПС перед КДФ 5.

7. Применение регулируемых смесителей 14 для подачи пресной воды 13.

8. Монтаж в аппаратах 9, 12, 15 внутренних лучевых распределительных устройств, исклю­чающих накопление стойких промежуточных слоев.

9. Монтаж на очистных сооружениях трубчатых аппаратов 16 позволяющих использовать для глубокой очистки воды поверхностные и флота­ционные эффекты.

10. Использование резервуаров 9 и 17 в качестве гидрофильных и гидрофобных фильтров путем монтажа соответствующих внутренних уст­ройств. 11. Порционный ввод пресной воды 13 (не менее чем в двух точках).

12. Использование трубопроводов между аппара­тами 15, 19 в качестве технологических для разрушения малодисперсной эмульсии.

13. Монтаж системы улавливания легких фрак­ций (УЛФ) в резервуарах 6, 9 и 19.

14. Рециркуляция газа второй ступени на I ступень сепарации.

4.Классификация и условные обозначения нефтей. ГОСТ Р 51858—2002.

При оценке качества нефть подразделяют на классы, типы, группы и виды.

1)в зависимости от масс.доли серы нефть подразделяют на классы 1-4:

1-малосернистая до 0,6;2-сернистая 0,61 – 1,8; 3-высокосернистая 1,81-3,5;4-особо высокосернистая свыше3,5.

2) в зависимости от плотности на 5 типов: 0- особо легкая (750-830)

1-легкая (830,1-850)2- средняя(850,1-870)3-тяжелая(870,1-895) 4-битуминозная(895,1-1000).

3) по степени подготовки нефти подразделяют на группы:

Наименование показателя	Норма для нефти группы
1 Массовая доля воды, %, не более	0,5	0,5	1,0
2 Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм^3, не более
3 Массовая доля механических примесей, %, не более	0,05
4 Давление насыщенных паров, кПа (мм рт. ст.), не более	66,7 (500)
5 Массовая доля органических хлоридов во фракции, выкипающей до температуры 204^0С, млн.^-1 (ррm), не более

4) По массовой доле сероводорода и легких меркаптанов нефть подразделяют на виды 1 - 3

Наименование показателя	Норма для нефти вида
1. Массовая доля сероводорода, млн.-1 (ррт), не более
2. Массовая доля метил- и этилмеркоптанов в сумме, млн.-1 (ррт), не более

Условное обозначение нефти состоит из четырех цифр, соответствующих обозначениям класса, типа, группы и вида нефти. При поставке нефти на экспорт к обозначению типа добавляется индекс "э". Структура условного обозначения нефти:

5.Современные методы измерения продукции скважин (Спутник-А, Спутник–Б, Спутник-В, расходомеры, влагомер, диафрагмы).

«Спутник - А» предназначен для автоматического переключения скважин на замер и автоматического измерения дебита скважин, подключенных к «Спутнику», контроля за работой скважин по наличию подачи жидкости и автоматической блокировки скважин при аварийном состоянии.

«Спутник - А» состоит из двух блоков: замерно - переключающего и блока местной автоматики (БМА), в котором происходят автоматическая регистрация измеренного дебита скважин и переключение их на замер. Поочередное подключение скважин на замер осуществляется при помощи многоходового переключателя скважин (ПСМ) 13, в который поступает продукция всех скважин по выкидным линиям. Каждый секторный поворот роторной каретки переключателя 12 обеспечивает поступление продукции одной из подключенных скважин через замерный патрубок гидроциклонный сепаратор. Продукция остальных скважин в это время проходит сборный коллектор. В гидроциклонном сепараторе свободный газ отделяется от жидкости. Дебит жидкости скважины, подключенной на замер, измеряется при кратковременных пропусках накапливающейся в сепараторе жидкости через турбинный расходомер типа ТОР-l или «Норд», установленный выше уровня жидкости в технологической емкости гидроциклонного сепаратора. Накопление жидкости в нижнем сосуде сепаратора до заданного верхнего уровня и выпуск ее до нижнего уровня осуществляется поплавком регулятором и заслонкой на газовой линии. Всплывая до верхнего уровня, поплавок регулятора закрывает газовую линию и, следовательно, повышается давление в сепараторе, в результате чего жидкость продавливается из сепаратора через турбинный расходомер. Когда поплавок достигает нижнего заданного уровня, заслонка открывается, давление между сепаратором и коллектором выравнивается, и продавливание жидкости прекращается. Время накопления жидкости в сепараторе и число пропусков жидкости через счетчик за время замера зависит от дебита измеряемой скважины. Дебит каждой скважины определяют, регистрируя накапливаемые объемы жидкости (м³), прошедшие через турбинный счетчик, на индивидуальном счетчике импульсов в блоке БМА. Следующую скважину переключают на замер по команде с БМА при помощи электродвигателя, гидропривода и силового цилиндра, который поворачивает каретку переключателя в другие положения. Турбинный расходомер одновременно служит сигнализатором периодического контроля подачи скважины. Если подача в контролируемой скважине отсутствует, то БМА выдает аварийный сигнал в систему телемеханики. Аварийная блокировка всех скважин при повышении давления в коллекторе или его повреждении автоматически осуществляется при помощи отсекателей. Недостаток «Спутника-А»является невысокая точность измерения при больших дебитах скважин нефти расходомером турбинного типа, обусловленная плохой сепарацией газа от нефти в гидроциклонном сепараторе вследствие попадания в расходомер вместе с жидкостью пузырьков газа и отсутствия на «Спутнике - А» влагомера.

1 - выкидные линии от скважин; 2- обводненная скважина; 3 – замерный патрубок; 4- гидроциклонный сепаратор; 5- заслонка на газовой линии; 6 - турбинный расходомер; 7 - уровнемер (поплавковый); 8 - гидропривод; 9 ­- электродвигатель; 10 - отсекатели; 11- сборный коллектор; 12- роторная каретка переключателя; 13 - многоходовой переключатель скважин (ПСМ); 14 - силовой цилиндр.

Схема "Спутника-В», разработанного Грозненским филиалом ВНИИКАнефгегаз

1 - распределительная батарея; 2 - штуцеры; 3- емкость для шаров; 4 -трехходовые клапаны; 5- трехходовые краны; 6-замерная линия; 7-коллектор обводненной жидкости; 8- коллектор безводной нефти; 9 - гаммa-датчики нижнего и верхнего уровней жидкости; 10 - сепаратор; 11- диафрагма для измерения газа; 12- заслонка; 13- сифон; 14- тарированная емкость; 15- тарированная пружина.

Нефтегазовая смесь подается от скважин в распределительную батарею 1, где, пройдя штуцер, она попадает в трехходовой клапан 4. Из него нефтегазовая смесь может направляться или в линию 6 для измерения нефти и газа в сепараторе 10, или в линию 8- общую для безводной нефти, поступающей со всех скважин. Переключение на замер и обводненных, и безводных скважин проводится автоматически через определеннее время при помощи блока местной автоматики БМА и трехходовых клапанав 4. Количество жидкости, попавшей в сепаратор, измеряется при помощи тарированной емкости, гамма-датчиков, подающих сигнал уровней жидкостей на БМА, и плоской тарированной пружины 15. Дебит жидкости (нефть-вода) определяется измерением массы жидкости, накапливаемой в объеме между гамма-датчиком верхнего и нижнего уровней и регистрации времени накопления этого объема. Дебит чистой нефти определяемся сравнением массы жидкости в заданном объеме с массой чистой воды, которая занимала бы этот объем

После тою как тарированная емкость 14 наполнялась жидкостью, и вес ее измерен, блок местной автоматики включает электрогидравлический привод, и заслонка 12 на газовой линии прикрывается. В результате этого в сепараторе увеличиваются давление, и жидкость, скопившаяся в емкости 14, через сифон 13 выдавливается в коллектор 7. Количество газа и меряется эпизодически при помощи диафрагмы 11.

При обводнении одной из скважин ее подключают для постоянной работы к коллектору обводненной нефти через трехходовой кран 5, а измерять ее дебит можно описанным способом при помощи автоматически переключаемого трехходового клапана 4.

Недостаток «Спутники -В» заключается в том, что при измерении парафинистой нефти отложения парафина в тарированной емкости могут существенно снизить точность определения количества жидкости.

Схема «Спутника Б-40», разработанного Октябрьским филиа­лом ВНИИКАнефтегаза

1 - обратные клапаны; 2 - задвижки; 3 - переключатель скважин многоходовой (ПСM); 4 - роторный переключатель скважин; 5 - замерная линия; 6 - общая линия; 7 - отсекатели; 8 - коллектор обводненной нефти; 9 и 12 - задвижки закрытые; 10 и 11 - задвижки открытые; 13 - гидроциклонный сепаратор; 14 - регулятор перепада давления; 15 - расходомер газа; 16 и 1ба - золотники; 17 - поплавок; 18 - расходо­мер жидкости; 19 - поршневой клапан; 20 - влагомер; 21 - гидропривод; 22 - элек­тродвигатель; 23 - сборный коллектор; т - выкидные линии от скважин.

На «Спутнике Б-40» установлен автоматический влагомер нефти, который непрерывно определяет процентное содержание воды в потоке нефти, так же автоматически при по­мощи турбинного расходомера (вертушки) 15 измеряется коли­чество выделившегося из нефти в гидроциклоне свободного газа.

При помощи «Спутника Б-40» так же, как «Спутника-В» и «Спутника-А», можно измерить раздельно дебиты обводненных и необводненных скважин. Для этого поступают следующим обра­зом. Если, например, скважины обводнились, а остальные две­надцать скважин, подключенных к «Спутнику», подают чистую нефть, то вручную перекрывают специальные обратные клапаны 1, и продукция обводненных скважин по байпасной линии через задвижки 12 направляется в сборный коллектор. Продукция скважин, подающих чистую нефть, направляется в емкость мно­гоходового переключателя скважин ПСМ, из которого она поступает в сборный коллектор, а далее в коллектор безводной нефти. Жидкость любой скважины, поставленной на замер, напра­вляется через роторный переключатель скважин 4 в гидроциклон­ный сепаратор 13. На выходе газа из сепаратора установлен ре­гулятор перепада давления 14, поддерживающий постоянный перепад между сепаратором и расходомером газа 15. Постоянный перепад давления передается золотниковыми механизмами 16 и 16а, от которых также отводится постоянный перепад на порш­невой клапан.

Количество жидкости измеряется по скважинам следующим образом.

Когда поплавок 17 уровнемера находится в крайнем нижнем положении, верхняя вилка поплавкового механизма нажимает на верхний выступ золотника, в результате чего повышенное давление от регулятора 14 передается на правую часть поршне­вого клапана 19 и прикрывает его; подача жидкости прекращается, и турбинный расходомер 18 перестает работать. С этого момента уровень жидкости в сепараторе повышается. Как только уровень жидкости в сепараторе достигнет крайнего верхнего положения и нижняя вилка поплавкового механизма нажмет на выступ зо­лотника 16а, повышенное давление от регулятора 14 действует на левую часть поршневого клапана 19 и открывает его; начинается течение жидкости в системе, и турбинный расходомер отсчитывает количество прошедшей через него жидкости.

Для определения процента обводненности нефти на «Спутнике» установлен влагомер 20, через который пропускается вся продук­ция скважины.

Расходомеры ТОР-1 предназначаются для измерения жидкости вязкостью не более 80 сСт. Расходомеры ТОР-1 обеспечивают как местный отсчет показаний, так и передачу показаний при помощи электромагнитного датчика на БМА.

Расходомеры ТОР-1 состоят из двух основных частей: турбинного счетчика жидкости и блока питания.

1 – сварной корпус, 2 – обтекатель, 3 – магнио-индукционный датчик, 4 – экран-отражатель, 5 – понижающий зубчатый редуктор, 6 – перегородки, 7 – электромагнитный датчик, 8 – механический счетчик, 9 – диск с магнитами, 10 – магнитная муфта, 11 – крыльчатки, 12 – крышка, 13 – регулирующая лопатка.

Турбинный расходомер ТОР-1 работает следующим образом. Жидкость, проходя через входной патрубок корпуса 1 и обтека­тель 2, попадает на лопатки крыльчатки 11 и приводит ее во вра­щение. После крыльчатки направление движения жидкости экра­ном изменяется на 180°, и она через окна обтекателя поступает в выходной патрубок. Число оборотов крыльчатки прямо про­порционально количеству прошедшей жидкости.

Вращательное движение крыльчатки передается через понижающий редуктор и магнитную муфту на механический счетчик со стрелочной шка­лой (цена деления 0,005 м³). Одновременно со стрелкой механи­ческого счетчика вращается находящийся с ней на одной оси диск 9 с двумя постоянными магнитами, которые, проходя мимо электромагнитного датчика, замыкают расположенный в нем магнитоуправляемый контакт. Получаемые при этом электриче­ские сигналы регистрируются на блоке управления счетчиком, т. е. дублируют показания местного механического счетчика. В то же время каждая лопатка, проходя мимо магнитоидукционного датчика, выдает электрический сигнал, который регистри­руется в блоке регистрации.

Расход чистой нефти, прошедшей через ТОР-1, определяется автоматически как разность между показаниями ТОР-1 и показа­ниями датчика влагомера.

Схема емкостного датчика

1 – сварной корпус, 2 – стеклянная труба, 3 – электрод, 4 – регулятор длины электрода (шток), 5 – штурвал, 6 и 10 – верхний и нижний фланцы соответственно, 7 – стальная труба, 8 – кольцо для крепления стеклянной трубы, 9 – металлический цилиндрик.

На верхнем фланце 6 монтируется внутренний элек­трод 3, особенностью которого является наличие регулятора его длины, действующего при помощи вращающегося штока. Роль изолятора выполняет стеклянная труба 2, которая при помощи специального кольца 8 и стального патрубка 7 крепится к верх­нему фланцу 6. Внутри стеклянной трубы на длине 200 мм нано­сится распылением слой серебра, являющегося внутренним элек­тродом 3 датчика. Вращая штурвал 5 вместе со штоком, можно выдвигать из электрода на требуемую длину металлический ци­линдрик 9, контактирующий с серебряным покрытием, таким образом, настраивать влагомер на измерение различных сортов нефти с различной обводненностью. Шкала влагомера, находя­щаяся на верхнем фланце, отрегулирована в процентах объемного содержания воды. На точность измерения этим прибором коли­чества пластовой воды и нефти значительное влияние оказывают:

1) изменение температуры нефтеводяной смеси;

2) степень одно­родности смеси;

3) содержание пузырьков газа в потоке жид­кости;

4) напряженность электрического поля в датчике.

6. Классификация промысловых трубопроводов. Гидравлический расчет простых трубопроводов.

Трубопроводы, применяемые на нефтяных месторождениях, подразделяются на несколько видов:

1. по назначению – нефтепроводы, газопроводы, нефтегазопроводы, водопроводы. В нефтепроводах и нефтегазопроводах наряду с нефтью и газом может двигаться и пластовая вода.

2. по функции - выкидные линии и коллекторы. Выкидные линии-трубопроводы от устья скважины до ГЗУ. Коллекторы-трубопроводы, собирающие продукцию скважин от групповых установок к сборным пунктам.

3. по величине рабочего давления – низкого (до 1,6МПа), среднего (от 1,6 до 2,5 МПа) и высокого (выше 2,5МПа).

Трубопроводы среднего и высокого давления – напорные. Трубопроводы низкого давления могут быть напорными и самотечными.

Если в самотечных трубопроводах движение жидкости происходит при полном заполнении ею объема трубы, то движение напорно-самотечное, если заполнение не полное, то движение характеризуется как свободно-самотечное.

4. по гидравлической схеме работы - простые и сложные.

Простые - трубопроводы, имеющие неизменный диаметр и массовый расход транспортируемой среды по всей длине.

Сложные - трубопроводы, имеющие различные ответвления или изменяющийся по длине диаметр. Сложные трубопроводы можно разбить на участки, каждый из которых является простым трубопроводом.

5. По способам прокладки:

-подземные,

- наземные,

- подводные,

-подвесные.

Гидравлический расчет простых трубопроводов.

Простой трубопровод имеет постоянный диаметр по всей длине и не имеет никаких отводов. Гидравлический расчет его сводится к определению одного из следующих параметров.

Пропускная способность трубопровода Q при заданных величинах: диаметра D и длины l трубопровода, физических свойств перекачиваемой жидкости (r _ж и v _ж), геометрических отметках начала и конца трубопровода (D z = z ₁ - z ₂) и перепада давления (р ₁ - р ₂) или напора (Н ₁ - Н ₂).

Необходимый начальный напор Н₁ или давление р₁ при задан­ных величинах: конечного напора H ₂ или давления p ₂, длины трубопровода l, физических свойств перекачиваемой жидкости (r _ж и v _ж), диаметра трубопровода D, разности геометрических высот D z и количества перекачиваемой жидкости Q _ж.

Диаметр трубопровода D, способного пропустить заданный расход Q _ж при тех же известных, что и в первых двух случаях.

Рассмотрим принципы решения перечисленных задач.

В задачах первого типа искомым является пропускная спо­собность Q _ж трубопровода. Коэффициент гидравлического со­противления l зависит от числа Рейнольдса, а следовательно, и от неизвестного расхода Q _ж. Поэтому задачу решают графо-аналитическим методом, сущность которого сводится к следующему.

В начале задаются несколькими произвольными значениями расхода жидкости Q_i, после чего определяют скорость потока . Затем рассчитывают режим движения и в зависимости от него определяют коэффициент гидравлического сопротивления l. После чего, подставляя все известные данные в формулу Дарси-Вейсбаха , находят для данного расхода потери напора в трубопроводе H_i и строят по найденным величинам зависимость H_i = f (Q_i) (рис.1, а). После этого по заданному напору H ₀ находят иско­мую производительность трубопровода Q ₀. При решении этой задачи за заданный напор Н ₀, определяемый из уравнения Бернулли обычно принимают разность значений удельной потенциальной энергии (D z и D р):

В задачах второго типа в зависимости от числа Рейнольдса, которое в данном случае легко определить по известным диаметру трубопровода D и расходу жидкости Q _ж, находят коэффициент гидравлического сопротивления l, затем решают уравнение -формула Лейбензона (*) - относительно искомого начального давления.

В задачах третьего типа искомым является диаметр нефтепро­вода при известном расходе жидкости Q _ж, перепаде давлений p ₁ - р ₂, плотности r _ж и вязкости v _ж жидкости, а также длине трубопровода l.

Здесь, как и в задаче первого типа, коэффициент гидравличе­ского сопротивления l зависит как от режима движения, т. е. от числа Рейнольдса, так и от неизвестного диаметра D, входя­щего в число Re. Поэтому данная задача решается графо-аналитическим методом. Для этого задаются различными значениями диаметра трубопровода D_i, определяют соответствующие им по­тери H_i и строят зависимость H_i = f (D_i).

Необходимый диаметр трубопровода определяют по кривой рис. 1 по заданному напору H ₀.

7. Классификация промысловых трубопроводов. Гидравлический расчет сложных трубопроводов. Расчет сборного и раздаточного коллекторов.

Трубопроводы, применяемые на нефтяных месторождениях, подразделяются на несколько видов:

1. по назначению – нефтепроводы, газопроводы, нефтегазопроводы, водопроводы. В нефтепроводах и нефтегазопроводах наряду с нефтью и газом может двигаться и пластовая вода.

Дата добавления: 2015-07-13