Нефть как дисперсная система

В сепараторе любого типа различают четыре секции. Рассмотрим их на примере вертикального гравитационного сепаратора (рис.20).

I - основная сепарационная секция, служащая для отделения нефти от газа; на работу этой секции большое влияние оказывает конструкция ввода продукции скважин (тангенциальный, радиальный, использование насадок-диспергаторов, диспергирующих газожидкостный поток и создающих высокую поверхность раздела фаз, увеличивая дисперсность системы. В результате этого происходит интенсивное выделение газа из нефти).

II - осадительная секция, в которой происходит дополнительное выделение пузырьков газа, увлеченных нефтью из I секции. Для более интенсивного выделения окклюдированных пузырьков газа, нефть направляют тонким слоем по наклонным плоскостям, увеличивая тем самым длину пути движения нефти и эффективность ее сепарации. Наклонные плоскости могут быть изготовлены с небольшим порогом, способствующим выделению газа из нефти (это происходит благодаря разрушению газо-жидкостных структур за счет волнового движения).

III - секция сбора нефти, занимающая самое нижнее положение в сепараторе и предназначенная для сбора и вывода нефти из сепаратора; нефть может находиться здесь или в однофазном состоянии или в смеси с газом - в зависимости от эффективности работы I и II секций.

Слой пены оказывает значительное сопротивление выделению газа из всплывающих пузырьков.

Поэтому продолжительность пребывания нефти в сепараторе при наличии слоя пены в сепараторе может быть увеличена в несколько раз. При достижении определенной высоты пена может подхватываться потоком газа и уноситься из сепаратора. Замечено, что тяжелые нефти более склонны к пенообразованию, чем легкие.

IV- каплеуловительная секция расположена в верхней части сепаратора и служит для улавливания мельчайших капелек жидкости, уносимых потоком газа. Каплеуловительная секция конструктивно может быть различной и работа ее может основываться на одном или нескольких принципах, например:

- столкновение потока газа с различного рода препятствиями: прилипание капель жидкости, силы адгезии;

- изменение направления потока: силы инерции;

- изменение скорости потока;

- использование центробежной силы;

- использование коалесцирующей набивки (металлические сетки) для слияния мелких капель жидкости в более крупные.

Итак:

Перемещаясь в сторону пониженного давления, газ в виде пузырьков, расширяющихся и соединяющихся в более крупные, увлекает нефть и, в то же время, опережает ее. Процесс этот продолжается до входа в сепаратор. Перед входом в сепаратор продукция скважины всегда состоит из двух фаз - жидкой и газовой. Соотношение между объемами фаз зависит от состава нефти в пластовых условиях, давления насыщения и давления в сепараторе.

Если, например, в скважину поступает из пласта нефть, то к нефтегазовому сепаратору подойдут газ, выделившийся из нефти вследствие снижения давления от давления насыщения до давления, установленного в сепараторе, и оставшаяся нефть с окклюдированным газом, т.е. пузырьками газа, захваченными нефтью или не успевшими из нее выделиться.

Основной процесс в нефтегазовом сепараторе - отделение свободного газа и выделение из нефти окклюдированного газа.

Кроме сепарации газа в сепараторе происходят и другие процессы: очистка газа от частиц жидкости и подъем пузырьков газа окклюдированных в слое нефти, находящейся в секции сбора жидкости.

Из всех типов сепараторов (гравитационные, инерционные (жалюзийные), центробежные и ультразвуковые) сравнительно легко поддаются расчету только гравитационные, жалюзийные и гидроциклонные.

5.1.3 Расчет гравитационного сепаратора на пропускную способность по газу и жидкости

Расчет количества газа, выделившегося по ступеням сепарации

Суммарное количество газа (свободного и растворенного), содержащегося в нефти и поступающего на первую ступень сепарации, определяется по формуле:

(9)

Количество газа, оставшегося в растворенном состоянии в нефти VР и поступающего из первой ступени во вторую, согласно закону Генри, равно:

(10)

Дебит отсепарированного газа на первой ступени будет равен:

(11)

Дебит свободного газа, отсепарированного на второй ступени, будет равен:

и т.д. (12)

Обозначения:

VГ - количество газа, поступающего из скважины, м3/сут;

Г - газовый фактор, м3/ м3;

QН - дебит нефти, м3/сут;

V1, V2…- количество газа, сепарируемого соответственно при давлениях Р1, Р2…, м3/сут;

б- коэффициент растворимости газа в нефти при температуре и давлении в сепараторе, м2/н;

Р1, Р2…- давления на первой, второй и т.д. ступенях сепарации, Па.

Коэффициент растворимости газа в нефти б при давлениях выше 9,81Ч105 Па (10 кГс/см2) обычно изменяется линейно. Величины б для давлений сепарации меньших 10 кГс/см2, будут сильно зависеть от давления. Поэтому для точных определений необходимо иметь кривую изменения б от давления, построенную на основе анализа глубинной пробы нефти соответствующей скважины.

Расчет вертикального гравитационного сепаратора по газу

Еще до входа в сепаратор газ, выделившийся из нефти в результате снижения давления, представляет полидисперсную систему, в которой собственно газ является дисперсионной средой, а частицы нефти (и воды при наличии ее в продукции скважины), диспергированные в газе - дисперсионной фазой. Такую дисперсную систему называют аэрозолем.

В сепараторе диспергирование нефти увеличивается вследствие расширения потока, удара нефти о внутренние поверхности нефтегазового сепаратора и расширения газа. Вследствие этого в сепарационной и осадительной секциях дисперсность системы увеличивается. Частицы дисперсной фазы имеют различные размеры - от характерных для тумана и пыли до более крупных. Последние относительно быстро опускаются вниз вместе с основной массой нефти, более мелкие могут образовывать псевдоожиженный или кипящий слой различной высоты, а самые мелкие частицы увлекаются потоком газа из нефтегазового сепаратора.

Осаждение частиц из газа в гравитационном сепараторе происходит в основном по двум причинам: вследствие резкого снижения скорости газового потока и вследствие разности в плотностях газовой и жидкой (твердой) фаз.

Для эффективной сепарации необходимо, чтобы расчетная скорость движения газового потока в сепараторе была меньше скорости осаждения жидких и твердых частиц, движущихся под влиянием силы тяжести во встречном потоке газа, т.е.

.

Высокую степень очистки газа от капельной и твердой взвеси в гравитационном сепараторе можно получить при условии, что скорость газа будет близка к нулю. В реальных условиях эффективность сепарации в гравитационных сепараторах при скорости движения газа более 0,5 м/сек резко падает и составляет лишь 70% капельной жидкости, находящейся во взвешенном состоянии.

Практика эксплуатации гравитационных сепараторов показала, что оптимальной скоростью газа является 0,1 м/с при давлении 5,87 МПа/м2 (60 кГс/см2).

Пропускную способность гравитационных сепараторов обычно определяют в зависимости от допустимой скорости движения газа, при которой происходит осаждение капелек жидкости минимального размера, принятого для расчета. Допустимая скорость движения газа WГ определяется из условия равновесия сил, действующих на частицу, и силы сопротивления среды, возникающей при движении этой частицы.

При расчете гравитационных сепараторов по газу принимаются следующие допущения:

1) частица (твердая или жидкая) имеет форму шара;

2) движение газа в сепараторе установившееся, т.е. такое, когда скорость газа в любой точке сепаратора независимо от времени остается постоянной, но по абсолютному значению может быть разной;

3) движение частички принимается свободным, т.е. на нее не оказывают влияние другие частицы;

4) скорость оседания частицы постоянная, это тот случай, когда сила сопротивления газовой среды становится равной массе частицы.

Исходя из принятых допущений, рассмотрим силы действующие на частицу, осаждающуюся в газовой среде:

1)

где m - масса частицы; g - ускорение силы тяжести, м/с2; сч - плотность частицы.

Поскольку частица шарообразна, ее объем равен

где d - диаметр частицы.

Тогда :

(13)

2) Силу сопротивления газа R при свободном оседании частицы можно представить в следующем виде:

где о - коэффициент сопротивления среды, являющийся функцией критерия Рейнольдса;

сГ - плотность газа, кг/м3;

WЧ - линейная скорость частицы, м/с;

SЧ - площадь сечения частицы, р·d2/4.

3) Исходя из 4-го допущения, в момент, когда R уравновесит силы тяжести и частица будет двигаться равномерно FТЯЖ - FА- R = 0, (14) ускорение равно нулю.

Т.е. исходя из равновесия сил, действующих на частицу, можно записать: Р = R.

Отсюда:

(15)

Из этого уравнения можно определить коэффициент сопротивления о:

. (16)

Для ламинарного движения частиц (Rе < 2) коэффициент сопротивления рассчитывается по формуле:

(17)

где нг - кинематическая вязкость газа:

(18)



т.е. сопротивление среды пропорционально вязкости;

мг - динамическая вязкость газа, , Па * с.

Если подставить (5) и (5') в формулу (4) для о:

, (19)

то отсюда можно получить уравнение для расчета скорости оседания шарообразной частицы в газовой среде (формула Стокса):

(20)

где мг - динамическая вязкость газа, (Па·с);

d - диаметр частицы, м;

сч - плотность частицы в условиях сепаратора, кг/м3;

нг- кинематическая вязкость газа в условиях сепаратора, м2/с.

В промысловых сепараторах Rе для частицы значительно выше, чем 2.

При значениях числа Rе от 2 до 500 зависимость коэффициента сопротивления о представляется эмпирическим уравнением:

. (21)

Подставляя данное уравнение в формулу (4), получаем формулу Аллена:

, (22)



из которой следует, что влияние вязкости среды на скорость оседания частицы снижается.

Для турбулентного режима движения при значениях числа Rе более 500 (до 2·105), коэффициент сопротивления о для шарообразной частицы становится постоянным и равным 0,44. Подставляя это значение в формулу (16), получим уравнение Ньютона-Ритингера:

, (23)

из которого следует, что вязкость среды не оказывает влияния на скорость оседания частицы.

Как определить скорость потока газа?

Пропускная способность вертикального сепаратора по газу определяется в зависимости от допустимой скорости движения газа:

(24)

где V- пропускная способность по газу при Н.У., т.е.:

P0 = 1,033 . 9,81·104, Па = 1,01·105, Па = 0,1013 МПа;

Т0 = 273 К;

- внутренняя площадь сечения вертикального сепаратора, м2;

D - внутренний диаметр сепаратора, м;

Р - давление в сепараторе, Па;

Т - абсолютная температура в сепараторе, К;

Z - коэффициент, учитывающий отклонение реального газа от идеального при рабочих условиях в сепараторе.

WГ - скорость подъема газа в вертикальном сепараторе, м/с.

Отсюда:

(25)

Итак, выпадение частицы происходит при условии WЧ - WГ > 0.

На практике при расчетах применяется

. (26)

Подставив выражения скоростей в данное уравнение, получаем:

(27)

или (28)

По этой формуле можно определить пропускную способность V вертикального сепаратора, если задаться минимальным диаметром капелек жидкости d, которые будут осаждаться при выбранных условиях (Р, Т), и диаметром сепаратора D. Обычно принимают d = 10- 4 м.

Расчет вертикального гравитационного сепаратора по жидкости

Контроль пропускной способности сепараторов по нефти вызывается необходимостью уменьшения количества газа, в виде пузырьков увлекаемого нефтью из сепаратора, особенно, когда вязкость нефти или нефтяной эмульсии высокая. Количество увлекаемых пузырьков газа зависит от трех факторов: 1) вязкости нефти; 2) давления в сепараторе и 3) скорости подъема уровня нефти в сепараторе, т.е. от времени пребывания нефти в сепараторе. При одновременном увеличении вязкости нефти, поступающей в сепаратор, скорости ее подъема и давления в сепараторе, количество уносимых нефтью пузырьков газа из сепаратора будет увеличиваться.

Для лучшего выделения окклюдированных пузырьков газа необходимо, чтобы безводная нефть вводилась в сепараторы в высокодисперсном состоянии, движение ее в сепараторе происходило тонким слоем по длинному пути и чтобы скорость подъема нефти в секции сбора нефти была меньше скорости всплывания газовых пузырьков, т.е.

Всплывание пузырьков газа из нефти в сепараторе происходит в основном за счет разницы в плотностях этих фаз. Поэтому скорость всплывания газового пузырька можем определить по формуле Стокса (20) с заменой в ней вязкости газа на вязкость жидкости.

Учитывая соотношение скоростей (26), пропускную способность вертикального сепаратора по жидкости можно записать в следующем виде:

(29)

или (30)

после подстановки в формулу и g, получим:

. (31)

Допустимый диаметр пузырьков обычно 1-2 мм.



Рис.16. Схема горизонтального сепаратора

При расчетах сепараторов на пропускную способность приходится иметь дело с плотностью газа в условиях сепаратора. Для определения плотности необходимо пользоваться следующей формулой:

(32)

где с0 - плотность газа при Н. У., кг/м3;

Р, Р0 - давление в сепараторе и давление при Н.У., Па;

Т0, Т - абсолютная нормальная температура (Т0 = 273 К) и абсолютная температура в сепараторе (Т = 273+t, К);

Z - коэффициент сверхсжимаемости.

Расчет горизонтального сепаратора по газу

Допустим, капелька нефти "м" движется в потоке газа. Путь, пройденный капелькой по оси Х:

(33)

по оси Y: (34)

где h - расстояние по вертикали от верхней образующей до уровня нефти в сепараторе, h?(0.5ч0.55)·D.

Если из (33): то подставив в (34), получим уравнение, описывающее траекторию движения частицы "м":

(35)

Если считать, что частица "м" достигает поверхности жидкости в момент, когда Y=0, а X=l:

(36)

При этих условиях из (35) имеем:

(37)

(38)

Скорость осаждения частицы выразим по формуле Стокса (20):

а скорость газа: .

Подставив выражения для WЧ и WГ в (38), имеем:

(39)

Отсюда пропускная способность по газу:

(40)

5.1.4 Эффективность процесса сепарации нефти от газа

Эффективность работы сепараторов влияет на стабильный режим работы всей газосборной системы: капли нефти и воды, унесенные газом из сепаратора, могут выпасть в газопроводе, образуя жидкостные пробки, привести к образованию гидратных пробок и просто уменьшить сечение газопровода, снизив тем самым его пропускную способность.

Эффективность работы сепаратора оценивается двумя показателями:

количеством капельной жидкости, уносимой потоком газа из каплеуловительной секции;

2) количеством газа, уносимого потоком нефти (жидкости) из секции сбора нефти.

Коэффициенты уноса определяют по формулам:

(41)

(42)

где qЖ - объемный расход капельной жидкости, уносимой потоком нефтяного газа из сепаратора, м3/ч;

qГ - объемный расход окклюдированного газа, уносимого потоком жидкости, м3/ч;

QГ - объемный расход газа на выходе из сепаратора, м3/ч;

QЖ - объемный расход жидкости на выходе из сепаратора, при рабочих температуре и давлении, м3/ч.

Чем меньше величина этих показателей, тем эффективнее работа сепаратора.

По практическим данным приняты временные нормы, по которым Кж 50 см3/1000 м3 газа и КГ 0,02 м3/м3.

Рис.17. Степень очистки газа от жидкости и твердых частиц в зависимости от скорости газа и давления

Эффективность процесса сепарации зависит от:

средней скорости газа в свободном сечении сепаратора. Значения WmaxГ- для различных конструкций сепараторов могут изменяться от 0,1 до 0,55 м/с. Степень очистки газа от жидкости в зависимости от скорости газа представлена на рис.17.

2) времени задержки жидкости в сепараторе фЗ: чем больше время пребывания жидкости в сепараторе, тем большее количество захваченных нефтью пузырьков газа успеют выделиться из нее в сепараторе, тем самым уменьшив КГ.

3) физико-химических свойств нефти и газа: вязкости, поверхностного натяжения, способности к пенообразованию.

Для невспенивающейся нефти время задержки изменяется от 1 до 5 мин. Для вспенивающейся - от 5 до 20 мин. Выбор конкретного фЗ для различных условий сепарации производится только по результатам исследования уноса жидкости и газа.

Нефть тем легче подвергается процессу разгазирования, чем меньшим поверхностным натяжением она обладает на границе с газом (паром).

4) Конструктивных особенностей сепаратора: способ ввода продукции скважин, наличие полок, каплеуловительных насадок и др.

5) Уровня жидкости в сепараторе. Слой жидкости внизу сепаратора является гидрозатвором, чтобы газ не попал в нефтесборный коллектор.

6) Расходов нефтегазовой смеси: при большом расходе увеличивается коэффициент уноса газа, т.к. весь газ не успевает выделиться. Для уменьшения КГ следует увеличить количество сепараторов.

При высоком газовом факторе увеличение коэффициента уноса возможно и при небольшом расходе.

7) Давления и температуры в сепараторе.

На количество газа, уносимого нефтью из сепаратора, при одной и той же дисперсности газо-жидкостной системы влияет давление сепарации. Вес газового пузырька в слое нефти в сепараторе зависит от его диаметра и от установленного в нем давления.

Показать это можно следующим образом. Пусть Р2>P1. Вес пузырька будет:

Если принять, что вес газа, заключенного в пузырьке при разных давлениях, будет одинаков, то получим

(43)

Отсюда: (44)

Из уравнения (44) следует, что при повышении давления сепарации диаметр пузырька газа уменьшается при сохранении его веса. Отсюда можно предположить, что при повышении давления сепарации увеличится унос нефтью мелких и в то же время более тяжелых пузырьков, которые при низком давлении всплывают в слое нефти, так как по формуле Стокса (20) скорость всплытия связана с квадратом диаметра пузырька.

Следовательно, при повышении давления сепарации коэффициент уноса газа - увеличится. Это хорошо иллюстрируется рис.22.

Повышение температуры нефти приведет к снижению ее вязкости и, следовательно, к увеличению скорости всплытия пузырька газа. Следовательно, повышение температуры приведет к уменьшению коэффициента уноса газа нефтью КГ.

Оптимальное давление и число ступеней сепарации нефти

Количество и качество нефти и газа как товарных продуктов в значительной мере зависят от условий сепарации: величины давления и числа ступеней сепарации.

При сепарации газа от нефти на нефтяных месторождениях и газа от конденсата на газоконденсатных месторождениях возникает вопрос: что выгоднее для получения жидких углеводородов и нефти - многоступенчатая (5-7 ступеней) или трехступенчатая сепарация?

Например, при многоступенчатой сепарации нефти, применяемой, как правило, при высоких давлениях (3,93-7,86 МПа) на устьях скважин, в результате незначительного понижения давления на каждой ступени происходит постепенное выделение газовой фазы (вначале газов, обладающим высоким давлением насыщенных паров азота, метана, этана, частично С3), а в нефти остаются углеводороды, обладающие меньшим давлением насыщенных паров: бутаны и более тяжелые.

Если при том же высоком начальном устьевом давлении применить трех- или двухступенчатую сепарацию, то в результате резкого снижения давления в сепараторах будет интенсивно выделяться газовая фаза, и вместе с легкими углеводородами в газовую фазу из нефти перейдет большое количество тяжелых углеводородов: С3-С5.

Таким образом, если сравнить многоступенчатую сепарацию с трехступенчатой по выходу нефти, то выход товарной нефти увеличится на 1,5-3,0% масс. за счет сохранения в нефти углеводородов С3-С5. При этом она становится менее плотной и вязкой.

Таким образом, по выходу нефти многоступенчатая (5-7 ступеней) сепарация более эффективна, чем одно-, двухступенчатая. Однако, если многоступенчатая сепарация будет применяться в негерметичных системах сбора и транспорта, легкие углеводороды, оставленные в нефти, будут постепенно испаряться из нее, и эффект сепарации будет сведен к нулю.

При многоступенчатой сепарации газ первых ступеней может перемещаться к потребителю под собственным давлением. При этом в газе уменьшается содержание тяжелых компонентов (С5), что уменьшает вероятность выпадения конденсата при транспортировке.

Так как углеводороды С4 и частично С3 остаются в нефти, то уменьшается количество газа, отделяемого от нефти.

Поэтому с точки зрения экономии металла, удобства обслуживания и наличия поблизости от месторождения ГПЗ целесообразно во всех случаях применять трехступенчатую сепарацию. Выделившийся на первой ступени сепарации газ под собственным давлением направляется на местные нужды в котельные, для отопления жилых и производственных зданий и т.п. Газ же, получаемый на второй и третьей ступенях сепарации, будет жирным, поэтому он вначале направляется на компрессорную станцию, а после сжатия в компрессорах - на ГФУ или ГПЗ для отделения пропан-бутановой фракции.

Сказанное выше целиком относится и к газоконденсатным месторождениям.

Тот факт, что при проведении сепарации в оптимальных условиях нефти может быть получено на 3-5% больше, не всегда учитывается на промыслах.

Выбор оптимальных условий сепарации определяется целью процесса: это или

1) максимально возможный выход нефти из единицы объема смеси или

2) максимальное содержание пропан-бутановых (С3-С4) фракций в газе сепарации.

В первом случае газ используется как топливо. Во втором - газ идет на переработку и ее эффективность в значительной мере зависит от наличия пропан-бутановых компонентов в товарном газе промысла. Потери в весе товарной нефти в данном случае окупаются утилизацией пропан-бутановых фракций.

В наших условиях целевым продуктом является нефть. Поэтому остановимся на вопросе определения оптимальных условий сепарации нефтегазовой смеси для первого случая.

Оптимальные условия могут быть определены как аналитически, так и экспериментально.

Причем, если при разработке нефтегазовых залежей добывается смесь нефти и газа, то выбор оптимальных параметров сепарации экспериментальным путем в настоящее время невозможен.

Итак, рассмотрим аналитический способ определения оптимальных давлений и числа ступеней сепарации нефти. Этот способ основан на решении уравнений фазового равновесия.

1. Учитывая мольный состав пластовой нефти и газа, а также количество свободного газа, поступающего вместе с пластовой нефтью из скважины, определяется молекулярный состав смеси, который является исходным для дальнейших расчетов.

2. Давление для первой ступени сепарации следует выбирать исходя из молекулярного состава исходной смеси, вне зависимости от давления на устье скважины.

Любая нефть, имеющая давление насыщения выше 60 кГ/см2 (6 МПа), при сепарации выделяет газ, плотность которого уменьшается по мере падения давления сепарации до границы раздела действия законов обратного и прямого испарения.

Рис.18. Выбор оптимального давления I ступени сепарации

Давление насыщения - максимальное давление, при котором в процессе изотермического расширения нефти или пластовой воды начинается выделение сорбированного ими газа. Давление насыщения равно сумме парциальных давлений сорбированных газовых компонентов, и зависит от Т, состава и свойств сорбента и не может быть больше пластового давления. Нефти и пластовые воды с давлением насыщения, равным пластовому, называются насыщенными).

В области прямого испарения по мере снижения давления плотность газа растет.

3. По результатам последовательного расчета составов газа и нефти при разных давлениях сепарации определяется плотность газа и строится график зависимости плотности газа от давления сепарации (рис. 23).

Кривая на графике имеет четко выраженный минимум при некотором давлении. При этом давлении газ имеет минимальную плотность, следовательно, максимальное количество головных фракций остается в нефти.

Это давление и принимается за оптимальное для I ступени сепарации.

Оптимальное давление для второй ступени выбирается по максимальному значению суммарного газового фактора и максимальному увеличению выхода нефти.

Количество нефти, недополученное за счет проведения сепарации не при оптимальных условиях, следует считать скрытыми потерями. Они могут быть больше потерь, вызываемых негерметичностью систем сбора. Основные усилия на промыслах направлены на борьбу с последними, видимыми потерями.

На практике не всегда учитывается тот факт, что выбор оптимальных условий сепарации, как и создание герметичных систем сбора, является эффективным средством увеличения добычи нефти.

5.2 Предварительный сброс пластовых вод

Для уменьшения коррозии трубопроводов и повышения производительности установок подготовки нефти применяется предварительный сброс пластовой воды, т.к. действующие типовые установки неспособны справиться с возрастающим объемом поступающей жидкости, в частности, из-за использования малообъемной отстойной аппаратуры).

Байков считает целесообразным применение предварительного сброса воды при обводненности начиная с 30%.

В зависимости от степени обводненности нефти и некоторых других факторов, различают следующие варианты предварительного сброса:

Без дозировки реагента-деэмульгатора;

Без подогрева и использования дренажных вод (применяется при большой обводненности нефти на поздней стадии разработки месторождения);

С использованием реагентов и эффектов разрушения эмульсии в трубопроводе;

С применением дренажных вод;

Комбинированное воздействие перечисленных выше факторов.

В связи с неустойчивостью газоводонефтяных смесей, способностью их к повторному диспергированию и стабилизации (за счет эффекта "старения"), отбор газа и воды необходимо осуществлять дифференцированно во всех точках технологической схемы, где они выделяются в виде свободной фазы, начиная от подводящего коллектора, депульсатора, сепараторов первой и последующих ступеней.

Этот принцип является универсальным, т.к. позволяет снизить нагрузки на сепараторы последующих ступеней, отстойники, печи, насосное оборудование, повысить их эксплуатационную надежность, а иногда и исключить из технологической схемы часть перечисленного оборудования.

В зависимости от места осуществления предварительного сброса воды в технологической цепи сбора и подготовки нефти можно выделить:

Путевой сброс;

Централизованный сброс: на ДНС и непосредственно перед установками подготовки нефти.

Путевой сброс на ДНС осуществляется в случае, если давление скважин не обеспечивает транспорт всей жидкости до УПН и имеется возможность утилизации пластовой воды в районе ДНС. По мнению Тронова такая практика экономически целесообразна при обустройстве мелких месторождений, расположенных на расстоянии 100-120 км от крупных узлов подготовки нефти и воды.

Особенностью сброса на ДНС является необходимость осуществления процесса сброса воды под избыточным давлением, обеспечивающим транспорт газонасыщенной нефти до узлов подготовки и второй ступени сепарации.

В любом случае, предварительный сброс воды является частью общего процесса подготовки нефти и очистки воды.

5.2.1 Разрушение эмульсий

Разрушение эмульсии, т.е. оседание капель воды или всплытие капель нефти в среде воды, описывается законом Стокса:

Wr = d2 *(Ч-СР) * g / 18 СР.

где Wr - скорость оседания шарообразной частицы.

Известно:

=4/3*d(Ч-СР)g/(W2Ч*СР),

где - коэффициент гидравлического сопротивления среды.

Проведем преобразование:

d(Ч-СР)g /СР = * 3/4 * W2Ч (45)

Для того, чтобы получить обобщенное уравнение для определения скорости осаждения W0, перемножим левую и правую части уравнения (1) на d2/2. Получим:

d3 * (Ч-СР) * g /(2) = *3/4*W20 * d 2/ 2 = Re2 (46)

или Ar = *3/4 * Re2 (47)

где Ar - критерий Архимеда.

Ar = d 3 * * (Ч-) g /2 (48)



Подставив в уравнение (47) значение , можно найти W0 для всех режимов движения частицы: ламинарный, переходный, турбулентный.

Область ламинарного режима осаждения характеризуется значениями параметра Рейнольдса: 10-4 Re 2.

Коэффициент гидравлического сопротивления среды движению капли при этом режиме равен:

о = 24 / Re (49)

С учетом уравнения (3):

Re = Ar / 18 (50)

Граничные значения критерия Ar для ламинарного режима осаждения капель:

18*10-6 Ar 36 (51)

В области переходного режима осаждения:

2 Re 500 0=18.5 / Re0.6 - по формуле Аллена, отсюда Re = Ar0.714 / 6.545

36 Ar 83.3*103 (52)

Т.к. критерий Re: Re = W0 * d * СР / СР, (53)

то при известном диаметре частицы и Re, скорость осаждения частицы:

W0 = Re * СР / (d * СР) (54)



Таким образом, в области ламинарного режима скорость осаждения частицы равна:

W0 = Ar * / (18d * СР) , (55)

в области переходного режима осаждения:

W0 = Ar0.714 * / (6.545 * d * СР) (56)

Таким образом, чтобы рассчитать скорость свободного оседания капель при известном диаметре капель: 1)Ar; 2)Wо по (55) или (56), в зависимости от режима.

Однако, исследованиями было установлено, что при содержании дисперсной фазы более 5% об. необходимо учитывать стесненность осаждения (всплытия) капель:

W0g = W0 * (1-)n, (57)

где W0g - скорость стесненного осаждения частицы;

- объемная доля дисперсной фазы в системе, т.е., например, обводненность эмульсии;

W0 - скорость свободного осаждения частицы;

n - в первом приближении может быть принят равным + 4.7.

Тогда в области ламинарного режима осаждения, относительную скорость оседания капель воды в нефти в зависимости от ее обводненности можно определить:

W0g / W0 = (1-В)4.7, (58)



где В - обводненность нефти (% объемн.).

5.2.2 Аппараты для предварительного сброса воды

В настоящее время имеются 2 типа аппаратов, применяемых для предварительного сброса воды: вертикальные стальные резервуары (РВС) емкостью от 1000 до 5000 м3 и горизонтальные цилиндрические емкости объемом 100 и 200 м3 (булиты).

Рис.19. Резервуар УПСВ: 1 - подводящая труба;2 - маточник;3 - отводящая труба;4 - гидрозатвор

Вертикальные резервуары специально оборудуются распределительными гребенками ввода жидкости, размещаемыми на высоте 1.5 м от днища резервуара. Вывод воды осуществляется через гидрозатвор, позволяющий автоматически, без специальных средств регулирования, поддерживать в резервуаре постоянный уровень жидкости, необходимый для ведения процесса (рис.19.).

По нижней образующей маточника имеются отверстия. Нефть (эмульсия) через отверстия направляется вниз, затем всплывает в слое воды, высота которого поддерживается в пределах 3 - 4 м. Уровень воды поддерживается с помощью гидрозатвора, высота которого обычно принимается равной 0.9 высоты резервуара.

Технологические резервуары работают транзитом. Сброс отделившейся воды и отбор обезвоженной нефти осуществляется непрерывно, т.е. уровень жидкости при этом не изменяется, нет потерь от больших дыханий резервуара.

На промыслах, где строительство резервуара не предусмотрено проектами, сброс воды может осуществляться из горизонтальных отстойников, работающих под давлением.

Горизонтальные цилиндрические емкости также оборудуются распределительной гребенкой ввода жидкости. Кроме того, они снабжены специальными и, кстати сказать, дорогостоящими средствами регулирования для поддержания постоянных уровней дренажной воды и нефти.

Наиболее широко известны две конструкции установок предварительного сброса воды на базе булитов:

1) Блочная автоматизированная сепарационная установка с предварительным сбросом воды БАС-1;2) Блочные автоматизированные установки для оперативного учета, сепарации и предварительного обезвоживания нефти УПС-2000/6, УПС-3000/6, ОГ-200П, АСП-6300/6, СПОН.

Для этих же целей может быть использованы концевые сепарационные установки: КССУ (концевая совмещенная сепарационная установка - производит обезвоживание и обессоливание).

Конструкция аппаратов должна исключать турбулизацию потока и перемешивание фаз.

ОГ-200П устанавливается после сепаратора нефти. Предназначен для расслоения водонефтяных эмульсий, обработанных деэмульгатором. Представляет собой цилиндрическую емкость (рис.20).



Рис.20. Технологическая схема аппарата ОГ-200П для предварительного разделения нефти и пластовой воды

1 - патрубок ввода эмульсии; 2 - распределитель эмульсии: труба 700мм, 64 ряда отверстий, в ряду - 285 отверстий, продольный вырез: ширина - 6мм, длина - 60мм; 3 - трубы для вывода обезвоженной нефти; 4 - вывод газа

Эффективность разделения достигается благодаря использованию: тепла, ПАВ, промывки через слой воды и промежуточному слою, играющему роль своеобразного фильтра. Промежуточный слой образуется из-за того, что крупные капли нефти несут мельчайшие капельки воды (множественная эмульсия). Капля нефти на границе раздела фаз вода-нефть коалесцирует со слоем нефти, а капли воды остаются на поверхности раздела.

Из-за малого диаметра скорость оседания таких капель чрезвычайно мала (закон Стокса). Они могут накапливаться на границе раздела и иногда, если высота этого слоя больше допустимых пределов, даже нарушать работу отстойника. Но роль этого слоя в замедлении скорости движения капель нефти, что способствует коалесценции капель воды.

Таблица 4 - Техническая характеристика отстойников

Тип установки	Пр-ть по жидкости, т/сут	Обводненность продукции, %	Макс. Рабочее давление, кгс/см2	Объем емкости, м3	Пр-ть Объем, т/(сут*м3)
		поступающей	уходящей
БАС-1	2500	?30	?20	6	100	25
УПС-2000/6	2000	до 90	до 30	5	100	20
УПС-3000/6	3000	до 90	до 30	6	200	15
ОГ-200П	10000	>30	?10	6	200	50
Рабочая температура - 15 - 50 єС

Предварительный сброс воды в вертикальном резервуаре получил широкое распространение. По данным испытания РВС-2000 и РВС-5000 в Татарии для сброса воды при обводненности поступающей нефти от 20 до 55 %, можно констатировать следующее:

производительность по жидкости одного аппарата предварительного сброса:

РВС-5000 10000 т/сут;

РВС-2000 5000 т/сут,

что соответствует времени пребывания жидкости в аппарате 6 - 7 часов. Повышение загрузки аппарата выше этих пределов ведет к увеличению содержания нефти в сбрасываемой (дренажной) воде;

температура водонефтяной смеси должна быть не ниже 20 - 25єС. Снижение температуры вызывает ухудшение процесса отстоя как по качеству нефти, так и по качеству сбрасываемой воды;

заблаговременный (за 0.6-1 км до резервуаров) ввод дренажной воды в нефтепровод резко улучшает качественные и количественные показатели процесса за счет путевых эффектов разрушения эмульсии в нефтепроводе и взаимной очистки нефти и воды в процессе движения по трубопроводу.

Таблица 5 - Характеристика процесса предварительного сброса воды в РВС (Татария)

Тип резервуара	Поступающая жидкость	Обвод-ть выходящей жидкости, %	Добавляемая дренажная вода	Температура жидкости в резервуаре, єС	Содержание нефти в сбрасываемой воде, мг/л
	Кол-во, т/сут	обвод-сть, %		кол-во, м3/сут	т-ра, єС	место ввода
РВС-2000 РВС-2000	9500-10000 14500-15000	20 30	до 2 до 5	2500 4000-4500	50-55 50-55	за 1 км за 1 км	20-2 5 20-25	не опред. 80-1000
РВС-5000	37000	55	15-20	4000	40	за 20м	20	50-150
РВС-5000 РВС-2000	19000 16000	30 20	6-8 8-10	2500 1200	45 30	за 30м за 20м	26 18	30-100 30-100

Из сравнения данных таблиц 6 и 7 казалось бы, что предварительный сброс в горизонтальной цилиндрической емкости более экономичен, чем в РВС, т.к. показатель производительности аппаратов на 1м3 полезной емкости у горизонтального аппарата (по паспортным данным) в несколько раз выше, чем у РВС. Однако по эффективности сброса воды из технологических резервуаров и булитов (технико-экономические показатели) это не совсем так.

Качество получаемой нефти и воды влияет на технологию последующих процессов подготовки нефти и очистки воды.

Предварительный сброс воды является промежуточной операцией в общем технологическом процессе подготовки нефти до товарных кондиций и очистки дренажных вод до норм, позволяющих осуществлять их закачку в пласт. С этой точки зрения, одним из важнейших показателей эффективности работы установок предварительного сброса является качество получаемой на выходе из них нефти и воды. Причем, если качество нефти на выходе из УПСВ влияет на технологию последующей подготовки нефти лишь косвенно, то качество дренажной воды прямо определяет как технологию последующей очистки сточных вод, так и состав очистных сооружений.

Как следует из теории и было подтверждено практикой, качество получаемой нефти и дренажной воды из аппаратов предварительного сброса при прочих равных условиях зависит от высоты столба воды в аппарате и времени пребывания в нем жидкости. Если РВС позволяет поддерживать столб воды высотой 6-7 м при времени пребывания в них жидкости 6-7 часов, то высота столба воды в булите поддерживается не более 2 м при теоретическом времени пребывания в нем жидкости не более 0.8-1.3 часа. Следовательно, с точки зрения качества получаемой нефти и воды резервуары имеют преимущества перед булитами. Этот вывод имеет весьма важные последствия: проблема очистки сточных вод должна быть заменена задачей получения чистых дренажных вод, пригодных для закачки в пласты без дополнительной очистки, непосредственно из технологического цикла подготовки нефти. Это предполагает целесообразность возврата дренажных вод в трубопровод перед установками предварительного сброса, а затем в смеси с нефтью в сами аппараты, т.к. в этом случае достигается более глубокая очистка дренажной воды.

О рабочем давлении и герметизации процесса.

Аппараты ОГ-200П дают возможность вести процесс под избыточным давлением. Резервуары работают практически при атмосферном давлении. Рассмотрим технологические и технические преимущества осуществления процесса предварительного сброса пластовых вод под давлением (5-6 атм).

Если до аппаратов УПСВ эффективно провести процесс трубной деэмульсации (разрушение эмульсии в трубопроводе), то аппарат УПСВ выполняет функции водоотделителя, разделяет на нефть и воду предварительно разрушенную в трубопроводе эмульсию. Тронов считает, что давление при этом не играет практически никакой роли.

Но, как отмечено ранее, если сброс воды осуществляется на ДНС, то здесь применение аппаратов, работающих под избыточным давлением, позволяет осуществить дальний транспорт газонасыщенной нефти после I ступени сепарации до УПН. Также применение этих аппаратов для сброса воды на ДНС позволяет осуществить полную герметизацию перекачки.

При необходимости осуществления сброса большого количества воды на крупных герметизированных узлах в качестве аппарата предварительного сброса следует использовать булиты и трубчатые каплеобразователи.

Пропускная способность отстойника зависит от:

вязкости поступающей эмульсии;

плотности поступающей эмульсии;

радиуса отстойника;

высоты водяной подушки - слой воды в отстойнике;

дисперсности капель воды (рис.26).

QОТС. = ѓ (м Э , сЭ, R, Н)

В свою очередь: м Э = ѓ (м Н, м В,)= ѓ(W, T) и сЭ = ѓ(W, T) - зависят от обводненности и температуры.

Продолжительность отстоя нефти в резервуаре (или булите) после разрушения эмульсии зависит от вязкости нефти: продолжительность отстоя увеличивается прямолинейно (а пропускная способность падает) в зависимости от вязкости нефти.

Рис.21. Зависимость пропускной способности отстойника от размера капель воды

Для достижения достаточной скорости оседания частиц воды вязкость нефти в отстойниках не должна превышать 1*10-6м2/с (10сст).

На практике вязкость нефти можно снизить за счет дополнительного ее подогрева, т.е. дополнительного расхода тепла, а иногда и дополнительного расхода деэмульгатора.

Вследствие разрушения эмульсии и выделения свободной воды, вязкость системы падает.

Темп снижения вязкости будет зависеть от типа и свойств деэмульгатора.

С увеличением обводненности нефти относительное снижение вязкости уменьшается.

Подогрев нефти в резервуаре может привести к потерям углеводородов за счет испарения.

Поэтому в каждом отдельном случае нужно просчитывать, что выгоднее: подогреть нефть и бороться с потерями углеводородов или увеличить емкость отстойной аппаратуры или другие варианты.

С середины 80-х годов на месторождениях "Томскнефти" началось активное строительство установок предварительного сброса пластовой воды (УПСВ). С 1985 по 1990 гг. в НГДУ "Стрежевойнефть" введено в эксплуатацию 15 установок.

При этом одновременно решались вопросы по утилизации пластовой воды и нефтяного газа. Современные УПСВ имеют автоматизированные системы контроля и управления ТП.

УПСВ-2 Советского нефтяного месторождения запущена в 1996 г.;

УПСВ-3 Советского нефтяного месторождения - первая АСУ ТП УПСВ на отечественных технических средствах, 1993 г.;

УПСВ-6 Вахского месторождения - проект ТомскНИПИнефти, 1996 г.;

ЦПС АСУ ТП Игольско-Талового месторождения - проект ТомскНИПИнефти, 1996 г.

Принципиально технологические схемы УПСВ строились в Томской области или герметизированными или с резервуарным сбросом пластовой воды.



6. Трубопроводы

Трубопроводы системы сбора и подготовки нефти и газа предназначены для транспортировки продукции скважин от их устья до нефтеперекачивающих станций товарно-транспортных организаций; для подачи сточных вод от УПВ до нагнетательных скважин.

Общая протяженность промысловых трубопроводов достигает сотен километров только по одному промыслу.

6.1 Классификация трубопроводов

По назначению:

- выкидные линии - транспортируют продукцию скважин от устья до ГЗУ;

- нефтегазосборные коллекторы - расположены от ГЗУ до ДНС;

- нефтесборные коллекторы - расположены от ДНС до центрального пункта сбора (ЦПС);

- газосборные коллекторы - транспортируют газ от пункта сепарации до компрессорной станции.

По величине напора:

- высоконапорные - выше 2,5 Мпа;

- средненапорные - 1,6-2,5 Мпа;

- низконапорные - до 1,6 Мпа;

- безнапорные (самотечные).

Самотечным называется трубопровод, перемещение жидкости в котором происходит только за счет сил тяжести. Если при этом нефть и газ движутся раздельно, то такой нефтепровод называют свободно- самотечным, а при отсутствии газовой фазы - напорно-самотечным.

По типу укладки:

- подземные;

- наземные;

- подвесные;

- подводные.

По гидравлической схеме:

- простые, то есть не имеющие ответвлений;

- сложные, то есть имеющие ответвления или переменный по длине расход, или вставку другого диаметра, или параллельный участок, а также кольцевые.

По характеру заполнения сечения:

- трубопроводы с полным заполнением сечения трубы жидкостью;

- трубопроводы с неполным заполнением сечения.

Полное заполнение сечения трубы жидкостью обычно бывает в напорных трубопроводах, а неполное может быть как в напорных, так и в безнапорных трубопроводах. С полным заполнением сечения жидкостью чаще бывают нефтепроводы, транспортирующие товарную нефть, то есть без газа, и реже - выкидные линии. Нефтесборные коллекторы обычно работают с неполным заполнением сечения трубы нефтью, так как верхняя часть сечения коллектора занята газом, выделившимся в процессе движения нефти.

6.1.1 Основные принципы проектирования трубопроводов

Проектирование трубопроводов на площади месторождения сводится к решению следующих основных задач:

- выбор трассы трубопроводов, исходя из расположения скважин на месторождении, их дебита и рельефа поверхности;

выбор рациональных длин и диаметров трубопроводов, отвечающих минимальному расходу металла, минимуму затрат на строительство и эксплуатацию;

гидравлический, тепловой и механический расчет трубопроводов.



6.2 Гидравлический расчет простых напорных трубопроводов

Допущения:

1. Изотермический режим течения (T = const).

2. Однофазная жидкость.

При гидравлическом расчете трубопровода обычно решаются три задачи:

- определение диаметра или

- начального давления P1, или

- пропускной способности Q.

Основные уравнения гидродинамики

1. Объемный расход:

(59)

где щ - линейная скорость, м/с;

S - площадь поперечного сечения трубы, м2.

2. Массовый расход:

(60)

Для трубопроводов круглого сечения, так как

формула (59) примет вид

(61)

3. Уравнение неразрывности: в любой точке трубопровода массовый расход должен быть постоянным - частный случай выражения закона сохранения вещества:

(62)

Если жидкость несжимаема, то 1 = 2 и

(63)

то есть это уравнение материального баланса потока.

4. За основу гидравлических расчетов трубопроводов принимается уравнение Бернулли, частный случай выражения закона сохранения энергии, которое для идеальной жидкости имеет вид:

(64)

где Р1, Р2 - давления в сечениях 1 и 2, Па;

с- плотность, кг/м3;

щ1, щ2, - средние линейные скорости в сечениях 1 и 2, м/с;

g- ускорение свободного падения, м/с2.

Каждый член уравнения (64) имеет размерность высоты и носит соответствующее название:

Zi - определяет высоту положения различных точек линии тока над плоскостью сравнения, геометрический напор; удельная потенциальная энергия положения.

, м - называется пьезометрический напор или статический напор; удельная потенциальная энергия давления.

, м - называется динамический или скоростной напор, или удельная кинетическая энергия.

Сумма всех трех напоров определяет запас полной механической энергии потока в соответствующем сечении, отнесенной к единице силы тяжести, и называется полным напором H:

(65)

Реальная жидкость обладает вязкостью. В уравнении Бернулли появляется слагаемое, учитывающее потери энергии вследствие гидравлических сопротивлений на участке 1-2:

(66)

где hП- напор на преодоление путевых сопротивлений, то есть на преодоление сил трения и местных сопротивлений трубопроводов.

hП=hТ + hМ, (67)

где hТ - потеря напора за счет преодоления сил трения по длине трубопровода;

hМ - потеря напора за счет местных сопротивлений.

При Z1 =Z2 и щ1= щ2

(68)

(69)



6.2.1 Определение потерь напора на трение

Потеря напора на преодоление трения hT по длине трубопровода круглого сечения при любом режиме течения определяется по формуле Дарси-Вейсбаха:

(70)

Из (69) следует, что

Тогда потери давления будут

(71)

Если скорость выразить через объемный расход и площадь сечения из уравнения (59)

(72)

то уравнение (70) примет вид:

(73)

В наклонном трубопроводе:



(74)

(75)

+ - когда сумма участков подъема по высоте больше суммы участков спуска;

- когда наоборот.

где l - длина трубопровода, м;

d- внутренний диаметр, м;

с- плотность жидкости, кг/м3;

ДZ- разность геодезических отметок начала и конца трубопровода, м;

g- ускорение силы тяжести, м/с2;

л- коэффициент гидравлического сопротивления, который в общем случае зависит от числа Рейнольдса Re и относительной шероховатости стенки трубопровода

(76)

где е- относительная шероховатость.

(77)

где Д- абсолютная эквивалентная шероховатость выбирается по таблице, мм;

d- внутренний диаметр трубы, мм.

Абсолютная эквивалентная шероховатость - это такая высота шероховатости, при которой в квадратичной зоне сопротивления потери напора равны потерям напора для данной естественной шероховатости трубы.

Для ламинарного режима движения (Rе < Rекр) коэффициент гидравлического сопротивления зависит только от параметра Рейнольдса:

Rекр = 2320

(78)

Если учесть, что

(79)

и подставить выражение (79) в (78), то получим

(80)

В этом случае выражение (70) принимает вид формулы Пуазейля:

(81)

(82)

При турбулентном режиме движения (Rе > Rекр) различают три зоны сопротивления.

1. Зона гидравлически гладких труб () :



- (83)

формула Блазиуса, используемая при Rе ?105. Здесь сопротивление шероховатых и гладких труб одинаково.

В зависимости от скорости течения и вязкости жидкости одна и та же труба может быть гидравлически гладкой и гидравлически шероховатой.

2. Зона шероховатых труб или смешанного трения

():

- (84)

формула Альтшуля.

3. Зона вполне шероховатых труб или квадратичная зона

():

(85)

- формула Шифринсона.

Для нефтепроводов наиболее характерны режимы гладкого или смешанного трения.

6.3 Определение потерь напора на местные сопротивления

Местными сопротивлениями называются участки трубопровода, в которых происходит резкая деформация потока (к ним относятся, в частности, все виды арматуры трубопроводов - вентили, задвижки, тройники, колена и т.д.).

Потери напора в местных сопротивлениях hM определяются по формуле Вейсбаха (в долях скоростного напора)

(86)

где n- число местных сопротивлений;

щ- средняя скорость потока за местным сопротивлением;

о- коэффициент местного сопротивления, зависящий от его геометрической формы, состояния внутренней поверхности и Re, а для запорных устройств - от степени их открытия. При развитом турбулентном движении (Re > 104), что соответствует квадратичной зоне сопротивления для местных сопротивлений, оКВ = const и определяется по справочникам.

Потери напора в местных сопротивлениях можно рассчитать по формуле Дарси-Вейсбаха через эквивалентную длину lэкв, понимая под ней такую длину трубопровода, для которой hT = hM.

(87)

где lП- приведенная длина трубопровода

(88)

Обычно зона деформации потока в районе местного сопротивления мала по сравнению с длиной труб. Поэтому в большинстве задач принимается, что потери напора в местном сопротивлении происходят как бы в одном сечении, а не на участке, имеющем некоторую длину.

Таким образом, полный перепад давления с учетом местных сопротивлений и рельефа местности определяется из формулы:

(89)

При больших длинах напорных трубопроводов удельный вес местных сопротивлений невелик и ими при расчетах пренебрегают.

При движении жидкости по трубопроводу происходит потеря давления по его длине, вызываемая гидравлическими сопротивлениями. Величина потерь давления (напора) зависит от диаметра трубопровода, состояния его внутренней поверхности (гладкая, шероховатая), количества перекачиваемой жидкости и ее физических свойств.

Зависимость между путевой потерей напора и расходом жидкости, то есть hП = f(Q) называется гидравлической характеристикой трубопровода.

6.3.1 Графоаналитический способ решения задач

Определение пропускной способности трубопровода по заданным параметрам его и жидкости, а также определение минимального диаметра трубопровода по заданным напору, параметрам жидкости и трубопровода, пропускной способности проводится графоаналитическим методом.

Рассмотрим алгоритм решения задач этого типа на примере первой задачи.

Графоаналитический способ решения основан на предварительном построении графической зависимости hT=f(Q) - гидравлической характеристики трубопровода. Для этого:

1. Последовательно задаемся рядом произвольных значений Q.

2. Находим соответствующие средние линейные скорости щ.

3. Рассчитываем соответствующие параметры Re.

4. Рассчитываем соответствующие параметры л.

5. Для каждого принятого значения Q находим потери напора hT.

6. По полученным данным строим график hT = f(Q).

7. Отложив на оси ординат известное значение H, на оси абсцисс находят соответствующее ему искомое значение Q.

Аналогично решается и вторая задача:

Задаются рядом d, находят для них hT, строят график hT = f(d) и по заданной величине H по графику находят соответствующее ему значение d.

Потери напора на трение в трубопроводе определяются по формуле Дарси-Вейсбаха (70).

Разновидностью этого выражения, часто применяемой при технологических расчетах трубопроводов, является формула академика Лейбензона:

(90)

где Q и н - соответственно объемный расход и кинематическая вязкость перекачиваемой жидкости;

в, А, m- коэффициенты, зависящие от режима течения жидкости.

Формула (90) в явной форме выражает зависимость h от Q и получается из выражения (70) при условии, что л определяется выражением вида

. (91)



Формулы для расчета коэффициента гидравлического сопротивления в зависимости от режима течения приведены в табл. 8.

Потеря напора на единицу длины трубопровода называется гидравлическим уклоном:

. (92)

Для наглядности и представления о гидравлическом уклоне сделаем построение гидравлического треугольника: отложим от начальной А' и конечной B' точек на профиле трассы трубопровода статические (пьезометрические) напоры и и концы полученных отрезков соединим прямой AB. Эта прямая называется линией падения напора или линией гидравлического уклона. Она показывает характер распределения напора по длине трубопровода.

...