Унифицированная технологическая схема сбора и подготовки нефти

рис 1.6. Унифицированная технологическая схема сбора нефти, газа и воды нефтедобывающих районов:

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.

Совмещенная технологическая схема сбораи подготовки продукции скважин с минимальным набором оборудования

рис 1.7 Принципиальные совмещенные схемы подготовки сернистых (а) и девонских (б) 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 де эмульгатора 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 7.

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.

 

3. Измерение продукции скважин. Традиционные измерения продукции скважин.

 

4. 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. «Спутник - А» работает по задаваемой пpoгpaммe, обеспечивающей поочередное подключение на замер скважин на строго определенное время. Продолжительность замера продукции одной скважины определяется требования службы разработки НГДУ при помощи реле времени, установленного в БМА. 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. «Спутник - А» выпускаются на рабочее давление от 1,5 до 4 МПа на максимальную производительность скважины по жидкости 400 м³/сут и вязкость жидкости не более 80 сСт. При указанных параметрах паспортная погрешность измерения дебита жидкости «Спутником- А» колеблется в пределах ±2,5 %. Блоки «Спутника - А» могут быть обогреваемыми, и поэтому они рассчитаны для применения на площадях нефтяных месторождений Западной Сибири, республиках Коми, Татарии, Башкирии и других районов, имеющих низкие температуры окружающей среды.

Недостатком «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.

Рис. 1. Технологическая схема «Спутника - А»: 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.

Рис. 2. Технологическая схема «Спутника - В»:

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.

 

Схема "Спутника-В», разработанного Грозненским филиалом ВНИИКАнефгегаз, приведена на рис. 2. «Спутник-В»,как и «Спутник-А», предназначен для автоматическою переключения скважин на замер по заданной программе, автоматического измерения дебита свободною газа.

Измерение продукции скважин при помощи «Спутники-В» происходит следующим образом.

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, приведена на рис. 16.

 

 

Рис. 16. Технологическая схема «Спутника - Б - 40-14-500»:

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

 

«Спутник Б-40» предназначен для автоматического переключе­ния скважин на замер по заданной программе и автоматического измерения дебита скважин. «Спутник Б-40» более совершенен, чем «Спутник-А». 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.

Турбинный расходомер жидкости (ТОР 1-50) в «Спутнике Б-40» установлен ниже уровня жидкости в технологической емкости гидроциклонного сепаратора.

При помощи «Спутника Б-40» так же, как «Спутника-Б» 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.

Дебиты жидкости (нефть, нефть + вода) скважин, подключен­ных к «Спутнику Б-40» и «Спутнику-А», измеряются при помощи расходомеров турбинного типа, разработанных Октябрьским фи­лиалом ВНИИКАнефтегаза.

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 (рис. 17) 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.

Диапазон измерения колеблется от 3 до 30 м³/ч. Паспортная погрешность измерения при расходе от 3 до 5 м³/ч - ±5%, от 5 до 30 м³/ч - ±2,5%. В реальных условиях из-за плохой сепарации эта погрешность может достигать большой величины.

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

Наибольшее распространение в России и за рубежом получил один из косвенных методов измерения обводненности нефти, основанный на зависимости диэлектрической проницаемости водонефтяной смеси от диэлектрических свойств ее компонентов (нефти и воды). Как известно, безводная нефть является хорошим диэлек­триком и имеет диэлектрическую проницаемость e_н = 2,1 - 2,5, тогда как диэлектрическая проницаемость минерализованных вод достигает e_в = 80. Такая разница в диэлектрической прони­цаемости воды и нефти позволяет создать влагомер сравнительно высокой чувствительности. Принцип действия такого влагомера заключается в измерении емкости конденсатора, образованного двумя электродами, погруженными в анализируемую водонефтяную смесь.

Емкость конденсатора определяется по формуле

                                  (11)

где S - поверхность обкладок конденсатора; e_с - диэлектри­ческая проницаемость среды между обкладками; l - расстояние между обкладками.

Таким образом, если площадь S обкладок конденсаторов, опу­щенных в анализируемую смесь, и расстояние l между ними неизменны, то емкость конденсатора С будет зависеть от измене­ния e_c, т. е. от изменения содержания воды и нефти.

Разработан унифицированный влагомер для нефти (УВН), позволяющий непрерывно контролировать и фиксировать объем­ное содержание воды в потоке нефти с погрешностью от 2,5 до 4%.

Схема емкостного датчика приведена на рис.18.

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 отводе датчика показан вывод для замера емкости конденсатора, а на нижнем отводе - подключение электротермометра Т с тем­пературным мостом. Для защиты от коррозии и отложений пара­фина корпус покрывают изнутри эпоксидной смолой или бакели­товым лаком. 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.

Для более точного измерения содержания воды в нефти необ­ходимо избегать попадания пузырьков газа в датчик, так как он имеет низкую диэлектрическую проницаемость, соизмеримую с нефтью (e_Г = 1), и поток жидкости перед поступлением в датчик тщательно перемешивать для достижения однородности смеси, так как чем однороднее поток, тем выше точность показаний прибора.

Датчик влагомера устанавливается в вертикальном положении и должен пропускать через себя всю жидкую (нефть + вода) продукцию скважины.

Измерение количества газа на всех «Спутниках» проводится с помощью высокочувствительных турбинных счетчиков типа АГАТ-1 с максимальной относительной погрешностью измерения в диапазоне расходов: 5 ¸10 ± 4%, 10¸100 ± 2,5%.

Регистрация расходов газа осуществляется как на интегрирую­щих счетчиках, так и на самопишущих приборах.

 

 

5. Технологические расчеты промысловых трубопроводов. Классификация промысловых 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. По способам прокладки:

-подземные,

- наземные,

- подводные,

-подвесные.

 

6. 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 (Dz = z₁ - z₂) и перепада давления (р₁ - р₂) или напора (Н₁ - Н₂).

Необходимый начальный напор Н₁ или давление р₁ при задан­ных величинах: конечного напора H₂ или давления p₂, длины трубопровода l, физических свойств перекачиваемой жидкости (r_ж и v_ж), диаметра трубопровода D, разности геометрических высот Dz 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 H₀ находят иско­мую производительность трубопровода Q₀. При решении этой задачи за заданный напор Н₀, определяемый из уравнения Бернулли обычно принимают разность значений удельной потенциальной энергии (Dz и Dр):

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 p₁ - р₂, 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 H₀.

 

 

Рис. 1. К расчету простых трубопроводов, транспорти­рующих однофазную жид­кость

 

 

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

Сложный трубопровод может иметь различные диаметры по длине и отводы.

При гидравлическом расчете их практический интерес пред­ставляет четыре случая, часто встречающихся в промысловых условиях:

1) жидкость из раздаточного коллектора, имеющего постоян­ный диаметр, равномерно или неравномерно отбирается;

2) жидкость равномерно или неравномерно поступает в сбор­ный коллектор, имеющий по длине разный диаметр;

3) общий сборный коллектор образует параллельные трубо­проводы (лупинги);

4) общий сборный (раздаточный) коллектор имеет форму кольца (магистральный водовод).

Рис. 1. Расчетная схема сложного нефтепровода со сосредоточенными отборами нефти

 

Рассмотрим решение задач для каждого случая при условии установившегося течения.

Уравнение материального баланса для первого случая (см. рис.1) - раздаточного коллектора

где Q - объемный расход жидкости в произвольном сечении; Q_T - транзитный расход жидкости, т. е. расход, который транс­портируется за пределы указанных участков; Q_П - путевой расход жидкости; q₁, q₂, …. , q_i - равные или неравные объемные расходы жидкости в ответвлениях, отстоящих на расстоянии l₁, l₂, …. , l_i от начала трубопровода.

Расход жидкости на участках:

l ₁ = О_T + Q_П ;

 

l ₂ = О_T + Q_П - q₁ ;

 

l ₃ = О_T + Q_П - (q₁ + q₂) ;

 

l_n = О_T + Q_П - (q₁ + q₂ + ….. + q_{n - 1}).

 

Поскольку диаметр раздаточного коллектора одинаков на всем протяжении, а расходы жидкости на различных участках, в связи с ее отбором, разные, то режимы течения на каждом уча­стке l₁, l₂, …. , l_П также будут разными.

Определим перепад давления на каждом участке горизонтального трубопровода по формуле Лейбензона . На первом участке

На втором участке

На третьем участке

на n-м участке

Сложив перепады на каждом участке, найдем общий перепад на всей длине рассматриваемого раздаточного коллектора:

            (1)

Если транзитный расход в раздаточном коллекторе равен нулю, т. е. Q_T = 0, величины отборов одинаковы (q₁ = q₂ = q₃ = ….. q_n), расстояния между отборами равны между собой (l₁ = l₂ = …. L_n), то

     (1а)

С учетом рельефа местности формула (21) примет вид

(1б)

Для каждого участка трубопровода определяется режим дви­жения жидкости и по формуле (**) рассчитывается величина b, которая подставляется в формулу (1), и определяется пере­пад давления на всей длине трубопровода.

Уравнение материального баланса для второго случая (рис. 2) - сборного коллектора

Расход жидкости на участках

l ₁ = О₀ ;

 

l ₂ = О₀ + q₁ ;

 

l ₃ = О₀ + q₁ + q₂ и т. д.

Определим перепад давления на каждом участке по аналогии с предыдущим.

Рис. 2. Расчетная схема сложного нефтепровода, имеющего по длине разные диаме­тры, с сосредоточен­ным поступлением нефти

На первом участке

На втором участке

На третьем участке

На n-м участке

Как и в первом случае, сложив перепады давлений на каждом участке, найдем общий перепад на всей длине рассматриваемого сборного коллектора:

            (2)

 

Для каждого участка сборного коллектора определяют режим движения жидкости и также по формуле (**) рассчитывают величины b, которые затем подставляют в формулу (*) и определяют перепад давления на каждом участке. Затем производится сложение этих перепадов, в результате чего получается общий перепад, который может быть рассчитан также по формуле (22).

Если в последней формуле (2), когда D ¹ const, но режим движения на различных участках трубопровода одинаковый, т. е. ламинарный или турбулентный, и Re = const, то формулу (2) можно представить в следующем виде:

       (3)

здесь индексы 1, 2, ..., n соответствуют номерам участков.

 

8. Гидравлический расчет сложных трубопроводов. Расчет параллельных и кольцевых трубопроводов.

Сложный трубопровод может иметь различные диаметры по длине и отводы.

При гидравлическом расчете их практический интерес пред­ставляет четыре случая, часто встречающихся в промысловых условиях:

1) жидкость из раздаточного коллектора, имеющего постоянный диаметр, равномерно или неравномерно отбирается;

2) жидкость равномерно или неравномерно поступает в сборный коллектор, имеющий по длине разный диаметр;

3) общий сборный коллектор образует параллельные ТП (лупинги);

4) общий сборный (раздаточный) коллектор имеет форму кольца (магистральный водовод).

Параллельные ТП, или лупинги, прокладывают обычно для увеличения их пропускной способности при сохране­нии того же перепада давления на конечных участках или умень­шении его.

 

Рис. 3. Расчетная схема параллель­ных трубопроводов (с лупингом)

На рис. 3 приведена схема трубопровода с лупингом.

Из баланса количества жидкости имеем

                             (4)

где Q₀ - расход жидкости в основном трубопроводе до сечения А и после сечения В; Q₁ - расход жидкости в трубопроводе на участке АВ; Q₂ - расход жидкости в лупинге.

Очевидно, потери напора на участке трубопровода АВ равны потери напора в лупинге (параллельной трубе), т. е. Dh₁ = hD₂ или, согласно (**) можем записать:

где l₀ - длина участка трубопровода, равная длине лупинга; D₁, D₂ - диаметры трубопровода и лупинга соответственно.

Из равенства потерь напора на участке трубопровода А - В следует

                                       (5) или

                                  (5а)

 

Подставим величину расхода в лупинге Q₂ в формулу (4).

             (6)

откуда найдем расход в трубопроводе Q₁ на участке A В, выра­женный через расход Q₀ до разветвления:

                             (7)

Формула (7) позволяет определить расход жидкости в сдво­енном трубопроводе по известному суммарному расходу Q₀ и заданным отношениям диаметров лупинга и трубопровода.

Гидравлический уклон до участка АВ и после него

                                    (8)

Гидравлический уклон на участке АВ и в лупинге одинаков и будет равен с учетом выражения (7)

(9)

Выражая гидравлический уклон на сдвоенном участке через гидравлический уклон основного трубопровода, получим

                                                   (10)

Если диаметр основного трубопровода D₁ и диаметр лупинга D₂ равны между собой, то

                                                 (10а)

В этом случае при ламинарном режиме n = 0,5, при турбу­лентном режиме в зоне справедливой для формулы Блазиуса n = 0,297, для зоны с квадратичной характеристикой n = 0,25.

Кольцевые трубопроводы сравнительно широко применяют в промысловых условиях при подаче воды от мест водозабора до кустовых насосных станций (КНС).

Кольцевые трубопроводы рассчитывают по той же схеме, что и при параллельном соединении (с лупингом).

Однако задача значительно усложняется тем, что здесь имеется несколько расходных пунктов Q₁, Q₂, Q₃, Q₄, Q₅ (рис. 4), и рас­чет проводят до тех пор, пока изменением расхода жидкости и направлением ее движения не будет достигнуто равенство потерь напора в ветвях ВСДЕ и ВМКЕ.

Рис. 4. Расчетная схема кольцевого трубопровода

При проектировании кольцевой системы водоводов вначале задаются величинами расходов Q₁, Q₂, Q₃,