86.Расчет газопровода с параллельными нитками.
В отд. случаях д/увеличения надежности работы газосборной сети прокладывают 2 или несколько параллельных ниток.
Рис.1. Расчетная схема газопровода с параллельными нитками
Рассмотрим серию газопроводов, проложенных параллельно, имеющих одинаковую длину и работающих с одинаковыми начальными и конечными давлениями.
Для каждого из газопроводов можно записать:
;
Тогда
пропускная способность всей серии
газопроводов
В
частном случае, часто встречающемся на
практике, диаметры параллельных ниток
одинаковы, тогда
где n-число парал. ниток.
Используя
понятие эквивалентного диаметра
газопровода, т.е. диаметры, имеющего
такую же пропускную способность, имеем
;
.
Окончательно
получим
Задача решается таким же образом относительно диаметра каждй из ниток, если задано их число.
87. Расчет газопровода переменного диаметра.
При расчете газопровода может оказаться, что стандартный диаметр труб существенно отличается от расчетного.
Рис. 1. Изменения давления по длине газопровода переменного диаметра
Обычно принимают ближайший больший диаметр, а это приводит к значительному расходу материала. В этом случае с целью экономии Ме труб-д делают составным из труб2-х размеров. В начале труб-да укладываютя трубы диаметром меньше, а в конце – больше расчетного. Такая укладка труб вытакает из анализа кривой изменения давления по длине г/да (рис. 1). Увеличение перепада давления в трубах меньшего диаметра компенсируется уменьшением перепада давления на конечном уч-ке г/да в трубах большего диаметра. Наряду с уменьшением расхода Ме уменьшается также среднее давление перекачки, что д/эксплуатац. г/да имеет положит значение.
Расчетные ф-лы выводятся след. образом.
Д/1-го
уч-ка труб-да имеем
Д/2-го уч-ка
Здесь РХ-давление в точке сопряжения труб разного диаметра.
Складывая
почленно эти ур-я, получаем
Используя
понятие эквивалентного диаметра, тогда
Д/опр. длины уч-ков г/да:
Пропускная
способность тр/да переменного диаметра:
89. Измерение количества нефти, газа и пластовой воды по скважинам.
Различают несколько методов:
1. Старые методы измерения:
Контроль за дебитами скважин необходим для правильной разработки месторождения. При самотечной системе сбора продукцию измеряют объемным способом операторы. В индив. сепарац. замерных установках кол-во н. и в. замеряется в замерном кране или в мернике по рейке с делениями. Наиболее простыми и точными способами измерения расхода нефти является объемный и весовой (массовый) методы. Содержание воды в нефти определяется аппаратом Дина-Старка. Массовая доля содержания воды в нефти равна произведению плотности на объем воды делить на навеску нефти(%=W).
2. Новые методы: применяются автоматические устройства - спутники А, В, Б.
Установки «Спутник» состоят из: многоходового переключателя скважин; отсекателей, которые устанавливаются на расходомерной и выкидной линии; электрогидравлического привода (предназнач. для управления переключателем скважин и отсекателей); блок местной автоматики (БМА)(управления) для выдачи сигналов на диспетчерский пункт и управления процессом измерения производительности скважин; сепаратор (для разделения газа от измеряемой жидкости); установка для определения количества воды.Принцип работы. Нефть из скважины поступает в многоходовой переключатель, продукция скважины через замерной коллектор направляется в замерный сепаратор, затем в турбинный счетчик ТОР. Продукция остальных скважин направляется через общий коллектор в сборно-сепарационную емкость или в сборный трубопровод. Программа измерения и контроля дебита скважины задается реле времени, которое установлено в БМА. Через заданные промежутки времени реле включает гидропривод, и скважины подключаются к измерителю. Подача скв. контролируется по работе измерителя с подачей сигнала об аварийном состоянии через БМА. Дебит измеряют путем кратковременного пропуска жидкости, накопившейся в сепараторе через турбинный счетчик. Дебит скважины регистрируется на индивидуальном счетчике импульса в БМА. Аварийное отключение скважин происходит при повышении давления в сепараторах, при переполнении сепараторов и при отключении электроэнергии. Количество отсепарированного газа измеряется по методу переменного перепада давления дифференциальным манометром.Спутник Апредназначен для автоматического переключения скважин на замер и автоматического измерения дебита скважины, её блокировки при аварии. Состоит из двух блоков: замерно-переключающего блока и блока местной автоматики (БМА). Работает по заданной программе, поочередно подключая скважины на замер. Подключение осуществляется многоходовым переключателем скважин, куда по выкидным линиям поступает продукция. Продукция подключенной скважины через замерной патрубок поступает в гидроциклонный сепаратор. В это время продукция других скважин минует Спутник и поступает в нефтесборный коллектор. В сепараторе газ отделяется от жидкости. Замер осуществляется турбинными счетчиками. В сепараторе есть поплавок, который при переполнении закрывает газовую линию, и газ выдавливает жидкость через турбинный счетчик. Время накопления в сепараторе и число пропусков зависит от дебита скважины. Если контролируемая скважина не подает жидкость, БМА подает аварийный сигнал в систему телемеханики. Он выпускается на рабочее Р от 15 до 40 атм, при максимальной производительности до 400 м3/сут и вязкости не более 80 сСт. Недостаток: невысокая точность измерения (погрешность 2,5%).Спутник В. Дебит жидкости определяется путем измерения массы жидкости, накапливаемой в объеме между гамма-датчиками верхнего и нижнего уровня. Нефтегазовая смесь попадает по распределительным батареям и далее в трехходовой клапан. Из него продукция подается в линию измерения объемов или линию для безводной нефти. После заполнения тарированной емкости закрывается заслонка на газовой линии, и газом нефть выталкивается в коллектор. Количество газа измеряется эпизодически диафрагмой. Измерение производится в сепараторе при помощи тарированной емкости и гамма-датчиков. Недостаток: при отложении парафина на станках таровой емкости снижается точность.
Спутник Б-40 имеет более совершенную конструкцию – есть автоматический влагомер (дает % содержание воды в потоке). Свободный газ измеряется турбинным расходомером (вертушкой), также турбинным расходомером измеряется расход жидкости.
3. Косвенный метод.
Основан на зависимости диэлектрической проницаемости смеси от диэлектрических свойств её отдельных компонентов.
Безводная нефть - хороший диэлектрик. Её Е=2,1-2,5. У минерализованных вод Е=80.