11.Определение потерь напора на трение для всех режимов.

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

(1)

Тогда потери давления будут

(2)

Если скорость  выразить через объемный расход и площадь сечения из уравнения

то уравнение (1) примет вид:

(3)

В наклонном трубопроводе:

(4)

(5)

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

- - когда наоборот.

где l – длина трубопровода, м;

d- внутренний диаметр, м;

ρ- плотность жидкости, кг/м³;

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

g- ускорение силы тяжести, м/с²;

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

(6)

где ε– относительная шероховатость.

(7)

где Δ– 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 (R_е < R_екр) коэффициент гидравлического сопротивления зависит только от параметра Рейнольдса:

Rекр = 2320

(8)

Если учесть, что

(9)

и подставить выражение (9) в (8), то получим

(10)

В этом случае выражение (1) принимает вид формулы Пуазейля:

(11)

(12)

При турбулентном режиме движения (R_е > R_екр) различают три зоны сопротивления.

1. Зона гидравлически гладких труб () :

- (13)

формула Блазиуса, используемая при R_е ≤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

():

- (14)

формула Альтшуля.

3. Зона вполне шероховатых труб или квадратичная зона

():

(15)

- формула Шифринсона.

Для нефтепроводов наиболее характерны режимы гладкого или смешанного трения.

12.Порядок определения пропускной способности трубопровода графоаналитическим методом.

Задается рядом произвольные значения q, затем находим среднюю скорость патока (wi=Qi/S=Qi/0,785d*dтр), рассчитаем критерии Re, определяем коэффициент гидравлического сопротивления (λ). Затем для каждого расхода находим ∆Н и строим график зависимости. В зависимости от Н зад находим Qзад.

13.Порядок определения диаметра трубопровода графоаналитическим методом.

Рядом задается диаметр di, рассчитывается скорость патока (wi=Qi/S=Qi/0,785d*dтр), рассчитаем критерии Re, определяем коэффициент гидравлического сопротивления (λ). Затем для каждого расхода находим ∆Н и строим график зависимости ∆Н(d).

14.Расчет оптимального диаметра трубопровода.

Определяется на основе технико экономических расчетов.

K-капитальные затраты. С увеличением d они увеличиваются.

K1=m*Cm*Km/n

K2=24*N*nдн*Cэл

m-масса трубопровода d1, Сm-стоимость 1т. Труб, Km-коэф-т учитывающий стоимость монтажа, n-срок эксплуатации в годах, N-мощность суммы электродвигателей насосоной установки, nдн- число рабочих дней в году, Cэл-стоимость 1-го кВт*ч

15.Схемы газосборных коллекторов.

Схемы газосборных коллекторов подразделяется на линейную, лучевую, кольцевую.

При самотечной системе сбора с индивидуальным замерно-сепарационным оборудованием газовые линии берут свое начало у сепараторов, т.е. у устьев скважин. При герметизированной напорной системе нефтегазосбора начало газовых линий перемещается к групповым замерным установкам, или к ДНС, или к установкам подготовки нефти и протяженность газовых линий на месторождениях резко сокращается.

По назначению газопроводы (рис.1) подразделяются на: подводящие газопроводы 1, сборные коллекторы 2 и нагнетательные газопроводы 3.

Нагнетательные газопроводы берут свое начало у компрессорных станций и служат для: 1)подачи газа в газовую шапку продуктивных пластов с целью поддержания давления и продления фонтанирования скважин; 2) подачи газа через газораспределительные будки к устьям компрессорных скважин; 3)подачи газа дальним потребителям; 4) подачи газа на ГПЗ или газофракционирующую установку (ГФУ).

Форма газосборного коллектора зависит от конфигурации площади месторождения, его размера и размещения групповых замерных установок или ДНС. Название газосборной системы обычно определяется формой газосборного коллектора: если газосборный коллектор представляет собой одну линию от куста скважин до КС, газосборная система называется линейной (рис.1,а); если газосборные коллекторы сходятся в виде лучей к одному пункту, газосборная система называется лучевой (рис.1,б). При кольцевой системе газосборный коллектор огибает площадь нефтяной структуры и для большей его маневренности в работе на нем делают одну или две перемычки (рис.1,в).

При выборе системы сбора нефтяного газа руководствуются следующими соображениями:

• обеспечение бесперебойности подачи газа;

• маневренности системы, удобства обслуживания газосборных сетей при минимизации расходов на их сооружение и эксплуатацию.

Кольцевая система сбора газа имеет существенное преимущество в том, что, в случае аварии на каком-либо ее участке, можно перекрытием отключающих задвижек обеспечить бесперебойную подачу газа с остальных участков.

Рис. 1. Схема газосборных коллекторов

а) линейная; б) лучевая; в) кольцевая

Г – групповая замерная установка; Ш – шлейфы или выкид